Cтраница 1
Паронефтяной фактор на Ярегском месторождении, как и на всех других месторождениях России, разрабатывавшихся с применением закачки в пласт теплоносителей, вначале был высок, составляя 6 - 7 т на 1 т дополнительно добываемой нефти, но через 2 - 3 года после начала термического воздействия снизился до 2 - 3 т на 1 т дополнительно добытой нефти. [1]
При достаточно хорошем показателе по паронефтяному фактору в процессе разработки были выявлены и некоторые отрицательные аспекты. [2]
Показана ( Оха) осуществимость паротеплового воздействия методом тепловых оторочек с доведением паронефтяного фактора до 2О-1 8 т пара на 1 т нефти, снижение себестоимости нефти на 11 %, уменьшением удельных капитальных затрат на 1 т добычи нефти. [3]
Как показывают предварительные результаты, паротепловое воздействие методом переноса горячей зоны холодной водой снижает значение паронефтяного фактора до 2 - 3 т / т, этим самым значительно улучшается экономика процесса. [4]
Если из 1 т нефти, условно сжигаемой в котлах, получают 15 - 18 т насыщенного пара, то при паронефтяном факторе, равном 3 т на 1 т нефти, на производство пара будет затрачиваться около 20 % дополнительно добываемой нефти. [5]
Как видно из приведенных данных, процесс паротеплового воздействия развивается с высокими технологическими показателями. Текущий паронефтяной фактор не превышает 3 т / т, что соответствует приблизительно 200 кг условного топлива на 1 т дополнительно добытой нефти. [6]
Применение паротеплового воздействия на пласт методом тепловых оторочек позволяет не только охватывать большую часть пласта паротепловым воздействием путем перехода в ряде скважин на закачку ненагретой воды и перевода закачки пара в другие скважины, но и интенсифицировать в процессе закачки холодной воды передвижение по пласту тепловой оторочки. В результате паронефтяной фактор при применении тепловых оторочек и увеличении скорости закачки пара может быть в несколько раз меньше, чем при непрерывной медленной закачке пара. [7]
Паронефтяной фактор по парошиклическим обработкам достаточно низок и составляет 2 т пара на 1 т нефти и в ряде случаев снижается до 1 т пара на 1 т нефти. [8]
Комбинированный метод теплового воздействия на пласт уже опробован в промысловых условиях в пластах с маловязкой нефтью. С 1971 г. на участке в крупном масштабе осуществляется промышленный эксперимент по паротепловому воздействию с переносом горячей зоны холодной водой. Предварительные результаты эксперимента показали, что паронефтяной фактор составляет 2 - 3 т / т, также установлено, что методом комбинированной закачки можно получить в несколько раз больший прирост добычи нефти. Дебит скважин увеличился в 3 - 8 раз, что значительно улучшает экономику процесса добычи нефти. [9]
Закачка пара в скважину МЭП-3 производится с 1 / VII 1971 г. До начала процесса среднесуточный дебит нефти по участку составлял 5 0 т / сутки. К июлю 1973 г. среднесуточный дебит нефти увеличился до 10 т / сутки и затем возрос до 24 - 26 т / сутки. Планируется довести дебит нефти до 35 - 4О т / сутки, дополнительно извлечь нефти по участку 100 - 1500 тыс. т с доведением коэффициента нефтеотдачи до О 7 - О 8 от геологических запасов. Паронефтяной фактор в начале процесса составлял 22, затем он снизился до 4 5 т / т нефти и продолжает уменьшаться в связи с постоянным ростом среднесуточного дебита нефти. [10]