Способ - разработка - месторождение
Cтраница 3
Объемы минерально-сырьевых ресурсов, остающихся в недрах, обусловлены геологическими и физико-химическими свойствами пластов и углеводородов, способами разработки месторождений, в частности, механизмом вытеснения нефти водой из пор продуктивного пласта. [31]
Ряд геологических характеристик оказывается важен и при прогнозировании возможностей перевода прогнозных запасов в промышленные для оценки затрат капиталовложений, материальных и трудовых ресурсов, связанных с подготовкой запасов к промышленной эксплуатации. Определение же эффективных размеров добычи энергоресурсов обеспечивается в результате сравнения расходов на выявление, разведку и добычу, зависящих от способов разработки месторождений, и будущей эффективности потребления энергоресурсов в народном хозяйстве, с учетом располагаемых народнохозяйственных ресурсов, требований к развитию инфраструктуры, экологических и социальных факторов. Таким образом, при исследовании каждого последующего процесса учитываются факторы, характеризующие предыдущие процессы, и дополнительные, во все большей степени затрагивающие экономические аспекты вовлечения новых запасов в энергетический баланс. [32]
При достижении определенной обводненности добываемой продукции аварийность в системе нефтесбора и добычи резко возрастает во времени. При этом время проявления заметных коррозионных поражений от системы ППД, нефтяных коллекторов до выкидных линий и подземного оборудования скважин зависит от исходных физико-химических свойств пластовой нефти и воды, темпов и способов разработки месторождения, технологических процессов заводнения пластов, сбора, подготовки нефти и утилизации сточных вод. Этот срок мал ( 2 - 3 года) при добыче легких слабоэмульгирующих нефтей и сопутствующих им слабоминерализованных пластовых вод и достигает 5 - 7 лет для пластов с высокоминерализованными, например, хлоркальциевыми водами и нефтями, содержащими значительное количество природных стабилизаторов нефтяных эмульсий. [33]
Авторы метода считают, что для выбора способа разработки газоконденсатного месторождения некоторые показатели разработки с поддержанием и без поддержания пластового давления должны быть одинаковыми, В частности, динамика годовых отборов с поддержанием пластового давления в периоды нарастающей и падающей добычи на режиме истощения должна быть одинаковой, сравнение способов разработки должно производиться за полный срок их реализации. Целесообразность разработки месторождения, как было отмечено выше, с обратной закачкой отсепартфованного газа зависит от мнопк геолого-технологическнх параметров. Способ разработки месторождения с поддержанием пластового давления нецелесообразен, если содержание конденсата в газе невелико, независимо от запасов газа на проекттфуемом месторождении, так как на таких месторождениях потерн конденсата в пласте небольшие. Поэтому проекттфовщик перед выбором способа разработки должен хотя бы приближенными аналитическими или графическими методами оценить потери конденсата в пласте согласно разделу б настоящего руководства. [34]
При этом предусмотрено бурение шахтных стволов диаметром 2 7 м до подошвы нефтяного пласта, где создается камера для бурения по пласту густой сети дренажных скважин малого диаметра. Такой способ разработки месторождения является подземным многоствольно-скважинным. [35]
Наиболее достоверные сведения о пласте обычно накапливаются к концу разработки месторождения. В начальный же период имеющаяся информация недостаточно полно и точно отражает действительное изменение коллекторских свойств пласта. Тем не менее выбор способа разработки месторождения приходится проводить именно на основании таких данных. [36]
В книге приведены сведения о закономерностях размещения месторождений битумов и геологических ресурсах их по отдельным геологогеофизическим регионам. Дана оценка перспективности отдельных территорий и определены объекты для разведочных и эксплуатационных работ. Описано состояние изученности и промышленного освоения этих способов. Дается оценка способов разработки месторождений битуминозных пород и способов экстракции из них нефти, а также способов наземной и подземной перегонки горючих сланцев. Сделана технико-экономическая оценка производства нефти из битуминозных пород и горючих сланцев. [37]
Граф рис. 6.8 легко представим такими таблицами. Входными условиями являются предполагаемый уровень цен на нефть по периодам планирования. Выходные действия - доход, получаемый от того или иного правила, которым является столбец таблицы. Он определяется способом разработки месторождения на всех этапах разработки, совокупностью входных условий и выходных действий, образующих многоэтапное решение - ветвь дерева решений. [38]
Технико-экономические расчеты различных вариантов и способов разработки являются завершающим этапом комплексного проектирования разработки газоконденсатных месторождений. При технико-экономической оценке различных способов разработки большое значение приобретает учет эффекта, получаемого при более раннем вводе месторождения в разработку. Устанавливаемый коэффициент разновременности затрат существенно влияет на получаемые показатели для различных методов разработки. Кроме того, при выборе способа разработки месторождения нельзя ограничиваться учетом затрат только на добычу газа и конденсата, а необходимо рассматривать весь комплекс затрат на транспорт и переработку всей продукции в условные товарные продукты. [39]
Западный залив приурочен к моноклинали с углами падения в северо-восточном направлении около 11 градусов. С северо-востока он подпирается контурной водой. Глубина залегания пласта по скважинам колеблется от 91 м в наиболее повышенной части до 275 м у контура нефтеносности. Эффективная мощность нефтенасыщенной второй пачки I горизонта, являющейся объектом воздействия способа разработки месторождений с применением внутрипластового горения, увеличивается от выклинивания до 10 м в районе нагнетательной скв. [40]
 |
Схема размещения скважин месторождения Сураханы.| Схема опытного участка месторождения Сураханы. [41] |
Как показывают расчеты, улучшатся и технико-экономические показатели процесса. Дополнительные затраты окупаются за первые 5 лет. Таким образом, для условий высокообводненной и выработанной залежи нефти ( нефтеотдача 40 - 45 %) разработан и внедрен в производство способ разработки месторождения тепловым методом с применением внутрипластового горения в серосодержащем пласте с последующим внутрипластовым образованием перед фронтом горения оторочки поверхностно-активных веществ. [42]
В соответствии со схемой площадного воздействия пар нагнетают во все добывающие скважины пласта. При этом происходит повышение пластовых давления и температуры. После выдержки скважин возобновляют эксплуатацию, в процессе которой пластовые давления и температура снижаются до исходных. Полученные результаты свидетельствуют о том, что конечная нефтеотдача достигает 70 % и зависит от температуры пара, числа циклов воздействия и начальной водонасыщенности пласта. Важно отметить, что площадная схема пароциклического метода может быть самостоятельным способом разработки месторождения при достаточно высоких коэффициентах нефтеотдачи. [43]
Необходимы обобщение имеющихся сведений, разработка схемы размещения зон ки-ропроявлений Западного Казахстана и уточнение района поисковых геолого-разведочных работ. Специфика свойств и использование кира требуют разработки нормативных документов на проведение поисково-разведочных работ и оценку запасов месторождений. Для наиболее перспективных необходимо составить планы горных работ и проектно-сметную документацию на добычу кира в карьере. Результаты геологических исследований позволят рекомендовать способ разработки месторождений ( открытый, скважинный, шахтный), области их использования в зависимости от глубины залегания и свойств кира. [44]
Страницы: 1 2 3