Система - внутриконтурное заводнение
Cтраница 1
Система внутриконтурного заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади одновременно обеспечивает высокую текущую добычу нефти и высокое суммарное извлечение ее из недр при сильном сокращении сроков разработки, снижении капиталовложений в обустройство промыслов и снижение себестоимости нефти. [1]
Система внутриконтурного заводнения с разрезанием залежей на блоки различных размеров и форм осуществлена на Арланском месторождении в Башкирской АССР и практически на всех вводимых в разработку новых нефтяных месторождениях в Западной Сибири и Западном Казахстане. [2]
Система внутриконтурного заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется на крупных нефтяных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтя-ными зонами. Широкие водонефтяные зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают их по самостоятельным системам. Разрезание на отдельные площади и блоки нашло применение на Ромашкинском ( 23 площади пласта Дь Татария), Арланском ( Башкирия), Мухановском ( Куйбышевская область), Осинском ( Пермская область), Покровском ( Оренбургская область), Узеньском ( Казахстан), Правдинском, Ма-монтовском, Западно-Сургутском, Самотлорском ( Западная Сибирь) и других месторождениях. С начала 60 - х годов на месторождениях Куйбышевской области ( пласт А4 Козловского, пласт Б2 Стрельненского, пласт Д0 Жигулевского и другие месторождения) и затем Западной Сибири ( Правдинское, Мамонтовское, пласты ABi Советского и Самотлорского месторождений) стали широко использоваться системы блокового заводнения, причем так называемые активные ( интенсивные) системы с размещением между двумя нагнетательными рядами не более 3 - 5 рядов добывающих скважин. Совершенствованием блоковых систем могут быть блочно-квадратные системы с периодическим изменением направлений потоков воды. [3]
Указанное совершенствование системы внутриконтурного заводнения происходило в основном на Ромашкинском месторождении, на остальных месторождениях Советского Союза почти исключительно применялась система законтурного заводнения. [4]
Существует несколько разновидностей системы внутриконтурного заводнения. [5]
Развитием законтурного заводнения явилось создание системы внутриконтурного заводнения, при котором месторождение рядами нагнетательных скважин разрезается на отдельные полосы, блоки или площади самостоятельной разработки. Впервые внутри-контурная система разработки была запроектирована ВНИИ в 1955 г. на Ромашкинском месторождении в Татарии. [6]
Рассмотрим наиболее часто встречающуюся в настоящее время систему внутриконтурного заводнения путем разрезания нефтяной залежи на отдельные блоки. [7]
Анализ разработки рассмотренных объектов показывает, что раннее освоение системы внутриконтурного заводнения ( в безводный или малообводненный периоды добычи нефти) привело к быстрому обводнению залежи и падению текущей добычи нефти после достижения максимального уровня. [8]
В начале 60 - х годов институтом Гипровостокчефть были обоснованы системы внутриконтурного заводнения для нефтяных залежей независимо от размеров. [9]
С учетом этих факторов в 1950 г. А.П. Крыловым была предложена система внутриконтурного заводнения Ромашкинского месторождения. [10]
Все это свидетельствует о том, что применяемая на Ромашкинском месторождении система внутриконтурного заводнения экономически весьма эффективна. [11]
В табл. 29 приводятся данные, характеризующие добычу нефти, мощность системы внутриконтурного заводнения и капитальные вложения в систему внутриконтурного заводнения по Миннибаевской и Абдрахмановской площадям Ромашкинского месторождения. Данные приведены за те годы, когда на площадях еще не был достигнут баланс закачки воды и отбора нефти. [12]
Таким образом, в этот период система законтурного заводнения являлась основной формой заводнения, а система внутриконтурного заводнения рассматривалась как исключение, как система заводнения для уникальных условий, которую приходится применять лишь вынужденно, поскольку законтурная система заводнения в данных условиях чрезвычайно малоэффективна. [13]
Опыт разработки Ромашкинского месторождения показал, что даже при эксплуатации таких гигантских месторождений нефти с применением системы внутриконтурного заводнения перенос нагнетания можно осуществить не только после обводнения эксплуатационных рядов скважин, а уже после продвижения закачиваемой воды на отдельные обводненные скважины освоением этих скважин под закачку воды. [14]
 |
Зависимости коэффициента нефтеотдачи т ] и доли нефти в потоке (. н / Сж от безразмерного времени т для трехрядной ( а и однорядной ( б систем размещения скважин. [15] |
Страницы: 1 2 3