Система - поддержание - давление
Cтраница 2
Сн - стоимость бурения, освоения и оборудования устья одной нагнетательной скважины, руб.; Сон - стоимость обслуживания одной нагнетательной скважины ( без амортизации) в год, руб.; N - мощность силового привода насосной станции для закачки воды в пласт, кВт; а - капитальные вложения, пропорциональные 1 кВт установленной мощности насосной станции, руб.; В - эксплуатационные затраты на насосную станцию ( кроме амортизации), руб / кВт в год; Ль Л2 - капитальные вложения в прочее оборудование системы поддержания давления, не зависящие и зависящие от числа нагнетательных скважин, руб.; f, / 2, / 3 и f4 - годовые нормы амортизационных отчислений; t - время работы по поддержанию давления, годы. [16]
На форму кривых дебит - накопленная добыча, построенных в относительных единицах, влияет только режим работы залежи, иными словами, система воздействия на пласт в процессе эксплуатации. Система поддержания давления и режим залежи, при котором будет разрабатываться залежь, заранее известны и поэтому легко могут быть учтены при расчетах. [17]
На некоторых месторождениях Западной Сибири, подстилаемых подошвенной водой, происходит быстрое обводнение скважин. Данные месторождения эксплуатируются без системы поддержания давления. [18]
На уровень воды в КД влияет термическое изменение объема теплоносителя в первом контуре при изменении его температуры и нарушение материального баланса между расходами теплоносителя на продувку и подпитку, подвода и слива уплотняющей воды ГЦН. На уровень также оказывает влияние система поддержания давления в первом контуре и работа второго контура. [19]
При решении проблемы максимизации добычи конденсата из пласта возникает необходимость поддерживать пластовое давление в процессе разработки газоконденсатного месторождения. Целесообразность поддержания пластового давления определяется, в частности, сроком окупаемости дополнительных капитальных вложений в систему поддержания давления за счет дополнительной добычи конденсата. [20]
В то же время для достижения высокого коэффициента конечной нефтеотдачи требуется длительная эксплуатация скважин, сопровождаемая добычей значительных объемов попутной воды. Объединение практически всех продуктивных пластов горизонта Д ] в один объект разработки привело к существенному усилению отрицательного влияния неоднородности пластов на конечную выработку запасов нефти, на темпы отборов, усложнило процессы разбурива-ния, организации системы поддержания давления и регулирование процессов разработки. Совместная эксплуатация послойно-неоднородных пластов одной сеткой скважин приводит к опережающему обводнению высокопроницаемых пластов и пропластков, ухудшению равномерной выработки запасов нефти. [21]
Наиболее опасными считаются расслоенные режимы течения водной и нефтяной фаз. Раздельное течение нефти и воды - это одна из основных предпосылок формирования очагов канавочной коррозии, которая практически всегда сопровождается разрушениями металла по телу трубы. Однако данное условие ( расслоение потока) не является единственным и достаточным; случаи канавочной коррозии встречаются в системе пластового поддержания давления ( ППД), где разделение фаз отсутствует. Последнее свидетельствует о том, что канавочная коррозия, первые случаи которой наблюдались еще 20 лет назад, до настоящего момента является малоизученным процессом. [22]
К синергизму может приводить и смесь ингибитора катионного типа с поверхностно-активными анионами, содержащимися в коррозионной среде. Именно поэтому, как известно, многие промышленные ингибиторы, содержащие в своей основе пиридиновые и хинолиновые основания, резко увеличивают свою эффективность в сероводородных средах. Это расширяет ассортимент ингибиторов, пригодных, например, для защиты нефтедобывающего оборудования от сероводородной коррозии. Так, было показано [162], что ингибитор КЛОЭ-15, разработанный для защиты теплообменников нефтеперерабатывающих заводов от коррозии в кислых хлоридных дренажных водах [164], проявляет достаточно высокие защитные свойства в сероводородсодержащих средах системы поддержания внутрипластового давления нефтяных скважин. [23]
 |
Карта разработки пласта A3 Кулешовского месторождения с блоковой системой. [24] |
В настоящее время системы заводнения этих пластов осуществлены полностью. Самый главный эффект заключается в том, что, например, по пласту A3 система заводнения освоена в рекордно короткий срок ( за 1 - 1 5 года), уровень добычи нефти возрос в 6 - 7 раз и доведен до проектного. При этом среднее давление в залежи повысилось со 132 до 152 am, скважины устойчиво фонтанируют и не пробурено ни одной лишней, неэффективной нагнетательной скважины. Такого быстрого освоения системы поддержания давления и получения эффекта от искусственного заводнения не было достигнуто ни на одном месторождении с законтурным заводнением. [25]
Оставшиеся после первой стадии разработки промышленные запасы нефти отбирают в течение второй стадии. В этот период залежь разрабатывают самостоятельными разобщенными полями, которые образовались вследствие неоднородности ее геологического строения. Разобщение может произойти при неравномерном перемещении контурных и подошвенных вод. На участках обводнения можно поставить нагнетательные скважины и разобщенные нефтяные поля эксплуатировать самостоятельно, соблюдая на них принципы стягивания контуров нефтеносности, как и для всей залежи. В течение второй стадии возможна форсированная эксплуатация скважин. Форсировать отборы можно иногда начинать и раньше, если хорошо организована система поддержания давления в пласте. [26]
Страницы: 1 2