Высокий темп - отбор
Cтраница 4
 |
Карта текущего положения ГВК Чиренского газоконденсатного месторождения по состоянию на 1 / ХП 1972 г. [46] |
Водонапорная система Чиренского месторождения имеет ограниченные размеры. Данная особенность водонапорной системы в сочетании с высокими темпами отбора газа позволила сильно снизить пластовое давление в залежи, следовательно, уменьшить объемы защемляемого газа. [47]
Наибольшее распространение на месторождениях ООО ЛУ-КОЙЛ-Нижневолжскнефть получили гидродинамические методы повышения нефтеотдачи, связанные с организацией на месторождениях систем заводнения с целью ППД и охвата вытеснением застойных зон продуктивных пластов. Практически на всех крупных нефтяных объектах применялась закачка воды, что позволяет сохранять высокие темпы отбора запасов нефти и увеличить конечный коэффициент нефтеизвлечения. Суммарные НИЗ нефти этих объектов равны 142 млн. т, что составляет 60 % от всех НИЗ, числящихся на балансе ООО ЛУКОЙЛ-Ниж-неволжскнефть или 75 % от суммарных НИЗ за исключением Памятно-Сасовского месторождения, которое находится в начальной стадии разработки и по которому ведутся опытные работы по ППД путем закачки воды. [48]
Таким образом, представленные в разделе исследования показали, что оптимальным с точки зрения технологического эффекта является расположение горизонтальной нагнетательной скважины в водоносной области ВНЗ с сильно анизотропным по проницае-мостным свойствам коллектором. При этом вытеснение нефти характеризуется лучшими показателями - большим объемом отобранной нефти и высокими темпами отбора запасов нефти. Необходимо отметить, что данные выводы подтверждаются и другими исследователями. [49]
На рис. 44, в рассматривают случай, аналогичный представленному на рис. 44, б, но отбор газа увеличен в три раза. Из сравнения этих рисунков видно, что при относительно равномерном расположении скважин, но при высоком темпе отбора газа из пласта падение давления в залежи может быть существенно неравномерным. [50]
Вопрос о так называемых рациональных темпах отборов нефти в ранние периоды разработки не может быть решен вообще, а лишь применительно к конкретным условиям, которые определяют проектные технико-экономические показатели и добывные возможности реализуемой системы разработки и техники добычи нефти. Пока лишь можно с известной достоверностью полагать ( исходя из опыта разработки девонских залежей Башкирии), что высокие темпы отбора на ранней стадии оказали и оказывают отрицательное влияние на условия извлечения нефти на более поздних стадиях эксплуатации этих залежей. [51]
Отмеченные недостатки при равномерном размещении устраняются, но появляются другие: меньший средний дебит скважин, более высокие темны их обводнения. Для условий активного упруговодонапорного режима в pa6oTe [ T2J признавалось целесообразным комбинированное размещение скважин на площади залежи, позволяющее достаточно высокие темпы отбора газа сочетать с достаточно длительными сроками эксплуатации скважин, с возможностью контроля за перемещением контурных вод и регулирования этого перемещения. Для обеспечения надежной и эффективной эксплуатации скважин основной фонд их располагается в зоне /, наиболее продуктивной и удаленной от газоводяного контакта. Причем совсем не обязательно, чтобы это была непременно сводовая часть: положение основной зоны дренирования должно выбираться в зависимости от типа залежи и конкретных геологических условий. [52]
Число скважин должно быть достаточным для обеспечения необходимого ( заданного или оптимизированного) темпа отбора таза из залежи на основных стадиях разработки. Что касается поздней стадии, то желательно сохранение максимально возможного числа скважин, пробуренных а предыдущих стадиях как для поддержания достаточно высоких темпов отбора газа, так и для осуществления регулирования процесса обводнения многопластовых комплексов в ходе доразработки месторождения. [53]
Это эффективное соотношение числа нагнетательных скважин, наверное, зависит от конкретного распределения проницаемости. Получающиеся здесь цифры ( 3566 9 м / сут при переводе 3, 16, 19 - й скважин по сравнению с 1440 м3 / сут, когда отсутствует внутренняя закачка) показывают, что метод избирательного заводнения может обеспечить высокие темпы отбора. [54]
Одним из главных условий применения высокой интенсивности отбора является наличие вблизи разрабатываемого месторождения других залежей, что позволяет использовать значительные мощности по подготовке газа и мощности ДКС при освоении этих залежей. Увеличение интенсивности отбора стало возможным благодаря появлению горизонтальных скважин и открытию месторождений Арктического шельфа, где продолжительность разработки должна быть сравнительно короткой. Высокие темпы отбора, осуществляемые высокодебит-ными горизонтальными скважинами, приводят к значительным потерям давления при движении газа в системе пласт - устье скважины. Для оценки потерь давления при применении горизонтальных скважин были использованы параметры, близкие к параметрам Шток-манского газоконденсатного месторождения. [55]
 |
Схема установки переносного сепаратора на скважине [ IX. 76 ].| Содержание конденсата в малом переносном сепараторе в зависимости от скорости отбора пробы [ IX. 76 ]. [56] |
Скорость в пробоотборном наконечнике влияет на замеряемое с помощью переносного сепаратора количество жидкости ( рис. IX. При малых темпах отбора продукции в пробоотборную трубку попадает жидкости больше, чем содержится в основном потоке. При высоких темпах отбора в переносный сепаратор поступает больше газа. [57]
Страницы: 1 2 3 4