Уплотняющее бурение

Cтраница 1

Уплотняющее бурение на нефтяных месторождениях - метод увеличения конечной нефтеотдачи - или метод интенсификация темпа добычи нефти. [1]

Как уплотняющее бурение, так и методы повышенного извлечения играют существенную роль в увеличении добычи и запасов нефти. [2]

Проекты А и Б соответствуют решению о проведении уплотняющего бурения на месторождении. Сроки их реализации сравнительно небольшие: проекта А - 8 лет, проекта Б-3 года. Предполагается, что капиталовложения осуществляются в течение одного года ( нулевого): получаемые приросты добычи обеспечивают прогрессивно-снижающийся годовой чистый доход. [3]

Во ВНИИЦ Нефтегазтехнология разработана методика выбора участков для уплотняющего бурения и размещения на них скважин. [4]

Политика ценообразования или налогообложения на нефть, добываемую за счет уплотняющего бурения или третичных методов, обескураживают, но все же это самое лучшее для увеличения нефтеотдачи. [5]

Качество первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов имеет особое значение при уплотняющем бурении схважин и доразведке нефтяных месторождений. Типичные кривые относительных фазовых проница-емостей для нефти и воды гидрофильных пористых сред с повышенной начальной водонасыщенностью приведены на рис. 1, из которого видно, что при водонасыщенности более 65 % нефть становится малоподвижной, а при водонасыщенности 75 - 80 % единственной подвижной фазой является вода. [6]

Карта накопленного водо-нефтяного фактора по участку БСю-Южно-Сургутского месторождения ( на 3 г. [7]

Для выделенного участка Тепловского месторождения НГДУ Мамонтовнефть были проведены необходимые построения и расчеты по выбору участков и точек для уплотняющего бурения. Се Тепловского месторождения приведены на рис. 3.18, 3.19, 3.20, 3.21 соответственно. [8]

За счет уплотнения сеток скважин может быть приращено от 1 до 4 млрд. м3 доказанных извлекаемых запасов, а сочетание методов уплотняющего бурения и третичных наряду с повышением степени риска может удвоить это значение. [9]

Резонно возражая ван Эвердингену, Л. В. Холм ( L. W. Holm, 1980) показал, что не при любых условиях остаточная нефтенасыщен-ность может быть достаточной для экономически выгодного производства уплотняющего бурения совмещенного с закачкой воды. Однако в целом соглашаясь с мнением ван Эвердингена, он делает следующие ( по-видимому, самые оптимальные) выводы. [10]

В 1985 г. было опубликовано i [20] высказывание Фишера - директора Бюро экономики и геологии самого крупного в США по уровню добычи нефти ( около 30 % всей нефти) штата Техаса. Высказывание Фишера вполне подтверждает ( вывод Ван Эвердингена о важности уплотняющего бурения. На XI Мировом нефтяном конгрессе в Лондоне в 1983 г. в докладе Батса указывалось, что для повышения нефтеотдачи на месторождениях Северного моря необходимо внедрить МУН, но для этого необходимо уплотнять сетку скважин, что при современных условиях оказывалось экономически неприемлемым. [11]

На многих месторождениях ( Ромашкинское, Мухановское, Узеньское, Самотлорское и др.) для достижения утвержденной конечной нефтеотдачи пластов потребовалось или потребуется пробурить значительно больше скважин, чем ранее предусматривалось. Во всех этих случаях требуется разделение объектов, бурение дополнительных скважин на обособленные пропластки, линзы и слабопроницаемые зоны с целью вовлечения их в разработку или интенсификации добычи. При этом бурение скважин на обособленные линзы, пропластки и водонефтяные зоны иногда неправильно называется уплотняющим бурением, которое является фактически вовлекающим в разработку новые запасы нефти. [12]

Степень выдержанности пласта играет важную роль во всех типах моделей заводнения. Если она контролируется стратиграфическими изменениями или есть выклинивания, то увеличение плотности сетки скважин может оказаться необходимым для оптимизации экономических показателей. Это значит, что выбранную в начале модель заводнения необходимо будет поменять или трансформировать после уплотнения сетки скважин. В этом случае одна из площадных систем разбуривания, такая как лобовая линейная рядная, 5-точечная или обратная 9-точечная схема, будет предпочтительней. В случае когда степень выдержанности пласта контролируется разрывным нарушением, система разработки должна быть гибкой, с тем чтобы можно было пробурить дополнительные скважины или перевести добывающие в нагнетательные после установления границ нарушения. В этом случае предпочтительно применить обратную 9-точечную схему, обеспечивающую максимальную гибкость схемы размещения скважин. Система разработки, выбранная без учета неоднородности пласта, является наиболее сложной проблемой заводнения с точки зрения диагностики, а меры по исправлению ситуации в этом случае очень сложны. Это происходит из-за трудностей изменения первоначальной схемы разбуривания за счет уплотняющего бурения, если плотность скважин оказалась неоптимальной. Кроме того, дополнительная неопределенность в коэффициенте охвата усложняет экономическую ситуацию за счет снижения коэффициента успешности. [13]

Как видно, региональный износ отражает тот фон, на котором производится оценка объекта. Но в отличие от основных производственных фондов, стоимость которых снижается вследствие физического износа и технического прогресса, стоимость ППФ, как правило, увеличивается вследствие ухудшения качества ресурсов региона по мере выбытия лучших объектов. Следовательно, общий износ объекта определится как алгебраическая сумма двух величин: положительной - физический износ DE и отрицательной - моральный износ AtE, характеризующей относительное увеличение индивидуальной ценности объекта вследствие исчерпания ресурсов региона. Отсюда, в частности, следует, что все мероприятия, направленные на снижение первоначальных затрат для старого объекта ( например, переход с кривой АВ на кривую АВ при проведении уплотняющего бурения), оказываются оправданными, если удельные затраты на добычу не превышают их начальной величины для нового объекта. [14]

Страницы: 1