Cтраница 3
В США и некоторых других странах извлекаемые запасы иногда подразделяются на первичные, добыча которых осуществляется лишь за счет первичных ( естественных) условий разработки, и вторичные, добываемые дополнительно за счет мероприятий по воздействию на пласт. Такая специфика учета промышленных запасов в этих странах обусловлена применением вторичных методов добычи на поздней стадии разработки, когда запасы, извлекаемые за счет естественных ( первичных) условий, уже практически исчерпаны. В Советском Союзе в связи с широким внедрением методов поддержания пластового давления на ранней стадии разработки, как правило, такие подразделения не проводятся. Однако в ряде случаев это разделение оказывается полезным в целях оценки эффективности мероприятий по воздействию на пласт. [31]
Вторичные методы добычи нефти во всех вариантах являются вынужденной мерой, обусловленной малоэффективными методами разработки месторождений на первичной стадии. Современные рациональные системы разработки нефтяных залежей с ранним использованием искусственных способов поддержания пластового давления сведут к минимуму применение вторичных методов, так как уже на первичной стадии может быть достигнута надлежащая нефтеотдача. [32]
При выборе двигателя принимаются во внимание первоначальные капиталовложения, стоимость монтажа и обслуживания, эффективность превращения того или иного вида энергии в работу, а также наличие обслуживающего персонала и ремонтной базы. Кроме того, учитываются условия эксплуатации в последующий период с учетом увеличения извлекаемых объемов жидкости по мере обводнения залежи и необходимости применения вторичных методов добычи. [33]
Таким образом, режим растворенного газа характеризуется весьма малой нефтеотдачей. Отсюда вытекает настоятельная необходимость применения вторичных методов эксплоа-тации при разработке нефтяных залежей с режимом растворенного газа. [34]
Оценка эффективности процессов по интегральным показателям ( конечная нефтеотдача, сроки разработки) может быть произведена только после полного завершения разработки пласта. Так как ни по одному из объектов, разрабатываемых на площадях Бакинского района с применением воздействия, указанное состояние еще не достигнуто, оценка этих показателей по тому или иному объекту может быть только ориентировочной. Оценка текущей эффективности на любую заданную дату определяется главным образом величиной дополнительной добычи, получаемой от применения вторичных методов. [35]
Добыча нефти вторичными методами ( с помощью закачки воды) является одной из важнейших проблем, решение которой направлено на максимальное извлечение нефти из пластрв. Это связано с тем, что свыше 75 % фонда нефтяных скважин страны дают каждая менее чем 0 5 г нефти в сутки. Следовательно, свыше 400 млн. т извлекаемых запасов нефти США приходится на истощенные, малодебитные месторождения, которые экономически целесообразно разрабатывать с применением вторичных методов добычи. [36]
По уровню добычи нефтяная промышленность Бразилии занимает пятое место среди стран Южной Америки. До 1959 г. добыча нефти росла за счет месторождения Агуа-Гранди. В последующие годы были открыты новые месторождения - Кар-мополис, Кандеяс, Дом Жоао, Буракика, Касса Ронгонго, Такуи-пе, Миранге и др., на которых с применением вторичных методов в 1975 г. было добыто 8 3 млн. т нефти. [37]
В последние годы на ряде старых месторождений Баку наблюдается сравнительно быстрое изменение характеристик скважин, требующее существенного изменения режима их эксплуатации. Это обстоятельство нужно обязательно учитывать при внедрении способа эксплуатации нефтяных скважин при помощи гидропоршневых установок. Дело в том, что по некоторым месторождениям отмечается снижение пластового давления и падение динамического уровня жидкости в скважинах. На некоторых месторождениях с применением вторичных методов эксплуатации нередко происходит обводнение скважин, и тогда возникает необходимость форсировать откачку жидкости из них. Как в первом, так и во втором случаях требуется увеличение мощности погружного агрегата и иногда значительное. Поэтому прежде, чем оборудовать ту или иную скважину, необходимо оценить ее состояние, возможные перспективы эксплуатации в ближайшие годы и наличие в резерве гидропоршневых насосных агрегатов с новыми более высокими параметрами. [38]
Во время разработки аркозовых коллекторов возникают некоторые специфические проблемы. При первичной добыче нефти вертикальная зональность вызывает необходимость многопластового заканчивания скважины. Вместе с тем неоднородная проницаемость не способствует высокой нефтеотдаче, так как нефть, находящаяся в линзах, остается неизвлеченной. На таких месторождениях создаются условия, благоприятные для применения вторичных методов добычи. Однако проведение процесса заводнения затрудняется неустойчивостью глин, главным образом монтмориллонитовых, вследствие их сильного разбухания при соприкосновении с пресной водой. Использование в качестве вытесняющего агента соленой воды взамен пресной частично разрешает эту проблему. [39]
ЗАПАСЫ ВЕРОЯТНЫЕ ( probable reserves) - выделяются по классификации АНИ - АГА в США для обозначения ожидаемого прироста доказанных запасов нефти и газа в известных залежах благодаря уточнению их границ в процессе дораз-ведки. Кроме того, сюда относятся запасы новых залежей в горизонтах с уже доказанной продуктивностью в пределах эксплуатируемых месторождений. Используется также более широкий термин вероятный конечный прирост запасов на данном месторождении ( probable final discoveries), учитывающий тот объем дополнительной продукции, который может быть получен в результате применения вторичных методов извлечения. [40]
Сходные с подкирмакинской свитой по геолого-физической характеристике объекты свиты НКП отличались менее благоприятными условиями в отношении сохранения фонда скважин, их эксплуатационной характеристики, уровня текущей добычи нефти. Поэтому залежи свиты НКП, разрабатывавшиеся на старых площадях, были в значительно меньшей части подвергнуты воздействию вторичных методов добычи нефти. Горизонты верхнего отдела отличаются менее благоприятными тектоническими условиями ( наличие многочисленных дизъюнктивных нарушений, часто проводящих), невысоким уровнем текущей добычи нефти, многие из них - высокой обводненностью, другие - высокой степенью истощенности пластовой энергии; разрабатываются эти горизонты весьма неравномерной сеткой скважин. Поэтому только сравнительно небольшая часть залежей верхнего отдела охвачена вторичными методами. Применение вторичных методов по некоторым из этих объектов представляло значительный интерес в связи с необходимостью повышения добычи из них легкой высококачественной ( масляной) нефти. [41]
Законтурное и внутриконтурное заводнение, применяемое в начальной стадии разработки для поддержания пластового давления, нельзя смешивать с методами закачки воды или газа в пласты с истощенной пластовой энергией, из которых почти полностью добыта нефть, извлекаемая при естественных малоэффективных режимах. К вторичным методам относятся все методы Добычи остаточной нефти. Количество остаточной нефти в продуктивных пластах обычно превышает объем нефти, который уже добыт на месторождении из данного пласта. Поэтому повышение коэффициента нефтеотдачи, который в среднем по миру составляет 30 %, является реальным направлением значительного увеличения добычи нефти. В 1960 - 1970 гг. за счет применения вторичных методов ( закачка воды, газа, термическое воздействие на пласт) он достиг 33 - 37 % В конце 70 - х годов в результате внедрения новых методов интенсификации добычи ( закачка газа высокого давления, сжиженных нефтяных газов с последующей продувкой газом и водой, внутрипластовое сжигание нефти, ядерные взрывы и др.) коэффициент нефтеотдачи несколько повысился. В США более 75 % скважин низкодебитные - менее 0 5 т / сут. Поэтому более 70 % нефти США добывается из месторождений, разрабатываемых с применением различных методов воздействия на пласт. [42]