Cтраница 2
На высокое давление закачки переведено 81 4 % фонда нагнетательных скважин. [16]
Подземный и капитальный ремонты скважин проводят для обеспечения работоспособного состояния эксплуатируемого фонда нагнетательных скважин, ввода в эксплуатацию бездействующих скважин и увеличения нефтеотдачи пластов. Подземный и капитальный ремонты осуществляют специализированные бригады, численный и квалификационный состав которых определяется категорией скважины, категорией сложности ремонта и используемым при ремонте оборудованием. [17]
По данным ЦНИЛ п / о Нижневартовскнефтегаз, в настоящее время весь фонд нагнетательных скважин Самот-лорского месторождения заражен СВБ. [18]
В результате разработки алгоритмов, формализующих процесс определения потребности в РИР и ОПЗ в фонде нагнетательных скважин, выявлены основные условия назначения каждого вида РИР и ОПЗ вообще. [19]
Определение необходимых объемов проведения РИР в фонде нефтяных скважин и РИР и ОПЗ в фонде нагнетательных скважин является лишь частью задачи планирования этих работ. Окончательное же решение указанной задачи, равно как и планирование проведения любого вида ГТМ, немыслимо без наличия данных об эффективности планируемых работ. Технике-экономические показатели в конечном счете являются определяющими при составлении плана проведения указанных работ. При этом эффект от проведения РИР и ОПЗ является одним из основных показателей самого плана их проведения. [20]
Оценивая процесс в целом как эффективный, следует отметить, что недостатками его являются ограниченность фонда нагнетательных скважин и весьма неравномерное расположение их на площади, вследствие чего только 30 % эксплуатационных скважин находятся под воздействием. [21]
Одновременно с усилением степени заводнения на поздней стадии за счет освоения дополнительных нагнетательных скважин должен оперативно корректироваться фонд нагнетательных скважин и объемы закачки воды первичной системы заводнения. Практика показывает, что решение по корректировке первичной системы заводнения нередко принимается с запозданием и этот вопрос нуждается в специальном рассмотрении. [22]
В первые 2 года в пласт закачивались небольшие объемы воздуха - 1 1 - 5 4 млн. м3 / год, но по мере увеличения фонда нагнетательных скважин объем закачки увеличился до 13 млн., а затем до 17 млн. м3 / год. Вначале в каждую нагнетательную скважину ( куст) ежесуточно закачивалось от 8 тыс. до 4 тыс. м3 воздуха в зависимости от давления нагнетания. [23]
Промышленная закачка речной воды, очищенной от взвешенных твердых частиц, в продуктивные пласты Д1 Ромашкинского нефтяного месторождения осуществляется с 1954 г. Здесь в отличие от других нефтяных месторождений почти весь фонд нагнетательных скважин расположен внутри контура нефтеносности залежи, вследствие чего основная масса закачиваемой в пласты воды контактирует с вытесняемой нефтью непосредственно на забое нагнетательных скважин. [24]
Профили приемистости по нагнетательным скважинам опытного участка начали снимать с 1966 г. В 1966 - 1967 гг. ежегодно исследовалось примерно 40 - 50 %, а в последующие 4 года - до 80 - 90 % фонда нагнетательных скважин. По отдельным скважинам за год снималось на рабочем режиме закачки 1 - 3, реже больше профилей приемистости. [25]
Фонд добывающих скважин постоянно наращивался и, начиная с 1969 г., превышал проектный. Фонд нагнетательных скважин, наоборот, практически всегда был ниже проектного. [26]
Основной причиной отставания является дефицит действующих добывающих скважин на 36 - 51 единицу. Фонд нагнетательных скважин находится на проектном уровне с закачкой воды, несколько превышающей отборы жидкости, как текущие, так и накопленные. Первоочередной задачей для данного объекта является не бурение новых скважин, а вывод из бездействия ( 61 скважина) простаивающего фонда добывающих скважин. [27]
Закачка воды на обоих полях началась в 1978 году, на северном поле в 3 скважины, на южном в одну. В последующем фонд нагнетательных скважин на северном поле оставался неизменным, а на южном поле постепенно рос - в 1985 году составил 6 скважин. [28]
В настоящее время избирательная система заводнения предусмотрена проектами и утверждена для внедрения на более чем 20 месторождениях Татарии. На 1.1.197 8 г. под избирательную систему освоено 16 4 % всего фонда нагнетательных скважин. На площадях и залежах с избирательным заводнением в 1975 г. добыто 29 2 млн. м3 нефти, в том числе более 19 млн. м3 за счет избирательного заводнения. [29]
На пласты второго объекта внедрена комбинированная система заводнения: сочетание блоковой, очаговой и законтурной систем. На каждый из пластов имеется самостоятельная сетка нагнетательных скважин, причем в части фонда нагнетательных скважин осуществляется одновременно раздельная закачка воды в несколько пластов. [30]