Cтраница 4
В работе [147] исследована принципиальная возможность повышения эффективности заводнения прежде всего путем изменения темпа закачки воды. Было установлено, что на эффективность процесса вытеснения нефти водой из однородных горизонтальных пластов большой мощности значительное влияние оказывает темп закачки воды, увеличение которого приводит к более равномерному продвижению фронта вытеснения. По мере роста скорости продвижения фронта вытеснения увеличивается длина его стабилизированной зоны, уменьшается его общая протяженность и, следовательно, увеличивается коэффициент охвата. Поэтому для горизонтального пласта большой мощности, в котором происходит значительное гравитационное разделение жидкостей, существует оптимальный темп закачки воды, обеспечивающий максимальную нефтеотдачу. [46]
При этом может наблюдаться образование неорганических солей, гипса, выпадение кристаллов парафина и возникновение на их основе асфальтосмоло-парафиновых отложений. Говоря об осадкообразовании, следует иметь в виду лишь возможность этого процесса при соответствующих неблагоприятных условиях. К последним следует отнести несовместимость по химическому составу пластовых и закачиваемых пресных вод, высокое содержание в добываемых нефтях высокомолекулярных углеводородных соединений, низкую пластовую температуру, темп закачки воды, высокую температуру насыщения нефти парафином. [47]
Технологическую схему разработки составляют на базе геологического обоснования первоначального подсчета запасов нефти, утвержденных ГКЗ СССР. В технологической схеме освещаются порядок ввода в разработку отдельных пластов и отдельных полей очень крупных залежей, плотность сетки скважин и методы воздействия на залежь. Устанавливаются следующие основные показатели разработки: 1) наиболее выгодный уровень добычи нефти; 2) темпы роста и время достижения наивысшего уровня добычи нефти; 3) длительность второй стадии разработки, характеризующейся более или менее стабильной добычей; 4) начало и конец третьей стадии разработки, в течение которой резко снижается добыча нефти и интенсивно растет обводненность продукции скважин; 5) продолжительность четвертой, завершающей стадии разработки; 6) накопленная добыча нефти в течение каждой стадии разработки; 7) динамика роста добычи воды; 8) темпы закачки воды на каждой стадии разработки; 9) темпы разбуривания на каждой стадии; 10) ожидаемое изменение эксплуатационного фонда скважин; 11) необходимое количество разведочных скважин для обеспечения эксплуатационного бурения разведанным фондом; 12) определение капитальных вложений и текущих эксплуатационных расходов на каждой стадии разработки; 13) себестоимость нефти на каждой стадии разработки и в целом за весь период разработки. [48]
Закачка воды в залежь началась в 1962 г., но давление продолжало падать до - конца 1963 г. - начала 1964 г. На 1 / Х 1964 г. среднее взвешенное давление в зоне отбора и в контуре нефтеносности упало соответственно д0 13 43 и 14 64 МПа. Таким образом, отставание темпов закачки воды от темпов отбора нефти недопустимо. [49]
Внедрение методов поддержания пластового давления практически на всех месторождениях, где в этом есть технологическая необходимость и где это экономически целесообразно, создало принципиально новые условия ( энергетических процессов) разработки нефтяных месторождений. Они заключаются в том, что к расходу природной энергии пластов и энергии, подводимой к оборудованию скважин механизированного фонда, добавился расход энергии на закачку воды. Часть вводимой в пласты с закачиваемой водой энергии расходуется непосредственно на добычу жидкости, часть - на отток воды за контур нефтеносности и на потери, а часть - на восполнение природной пластовой энергии. При этом происходит своеобразное аккумулирование энергии, которая может быть использована в те периоды разработки месторождения, когда по каким-либо причинам снижаются темпы закачки воды или увеличиваются темпы отбора жидкости. [50]
Результаты расчета температурного поля пласта приведены на рис. 3 и 4, на которых расчетные кривые изображены пунктирными линиями. Сопоставление экспериментальных и расчетных профилей температур при вытеснении нефти оторочкой пара размером 0.2 L указывает на их удовлетворительное совпадение. Некоторое расхождение между опытными и расчетными кривыми, особенно в начальные моменты времени после закачки холодной воды, объясняется в основном влиянием нагрева входного конца модели пласта. Частично на распределение температуры в пласте оказывает влияние некоторое непостоянство расхода закачиваемой холодной воды. В расчете принят средний за время второй стадии темп закачки холодной воды. Фактически ве в начальный момент времени вследствие конденсации пара темп закачки воды значительно превышает среднее значение. Указанные факторы приводят к некоторому снижению расчетной величины прогретой части пласта и отставанию расчетных профилей температур от экспериментальных, С течением времени влияние этих факторов уменьшается. [51]
Среднесуточная добыча нефти по Яринской площади значительно отставала от проектной, что вызвано отставанием закачки воды в пласт и снижением пластового давления в залежи. Начальное пластовое давление в залежи равно 17 0 МПа, давление. Стабилизации и повышению давления на площади способствовали: 1) увеличение темпов закачки воды; 2) увеличение объема закачки воды на восточном крыле; 3) закачка воды раздельно по пластам; 4) создание разрезающего ряда между Яринской и Каменноложской площадями. [52]