13 Стадії розробки покладів нафти і газу і їх характеристики , стор

05.10.2015

1 Фізико-хімічні властивості нафти, її склад та якісна характеристика

13 Стадії розробки покладів нафти і газу та їх характеристики.

Розробка нафтових покладів характеризується чотирма стадіями:

I стадія — наростаюча видобуток нафти

II стадія — вихід на максимальний рівень видобутку нафти та її стабілізація

III стадія — падає видобуток нафти

IV стадія — пізня завершальна видобуток нафти.

На I стадії йде зростання видобутку нафти за рахунок введення в розробку нових свердловин з буріння. Цей період характеризується безводній видобутком нафти. У кінці I стадії в окремих свердловинах з’являється вода. Ведуться підготовчі роботи, а іноді починається закачування води або іншого агента впливу з метою підтримання пластового тиску. Після завершення буріння та введення в експлуатацію всього фонду свердловин настає стабілізація, тобто вихід на максимальний рівень видобутку нафти і утримання його. Цей період може бути 4-5 років. Розробники надр вживають заходів, щоб якомога довше утримати максимальний рівень видобутку нафти. Досягається це за рахунок виходу на проектний рівень закачування води або іншого агента впливу для підтримання пластового тиску, проведення раз-особистих геолого-технічних заходів як у нафтових, так і в нагнітальних свердловинах, впровадження насосів більшої продуктивності при механізованому способі видобутку нафти, проведення ремонтно-ізоляційних робіт. Ш стадія — падає видобуток нафти. У цей період зниження дебітів в нафтових свердловинах відбувається за рахунок зростання обводнення, зниження пластового тиску, виходу свердловин в ремонт і т. д. Промисловиками приймаються заходи, щодо зниження темпів падіння видобутку нафти. Досягається це тими ж заходами що і на II стадії. З урахуванням великої вивченості та проведення детальныхисследований впроваджуються більш ефективні геолого-технічні заходи. На основі аналізу отриманих промислових досліджень велика увага приділяється залученню в роботу непрацюючих продуктивних пропластков за рахунок буріння бічних горизонтальних стовбурів, проведення поинтервальных кислотних обробок, спрямованих гідравлічних розривів, щілинний різанні, обробці свердловин оксидатом і т. Один з яких служить для подачі газу а інший для підйому рідини з вибою на поверхню. У непрацюючої свердловині рідина буде знаходитися н одному рівні, який називається статистичним. Нагнітаючи газ по трубах, він витіснить спочатку всю розташовану в них рідину, потім, продовжуючи чинити у підйомні труби, буде перемішуватися з рідиною. Щільність цієї рідини ставати менше первісної, за рахунок чого рівень рідини в підйомних трубах почне підвищуватися. Перевагами газлифтного способу є: 1.все обладнання розташовується на поверхні, що спрощує його ремонт та обслуговування; 2.простота конструкцій обладнання; 3.можливість відбору великих об’ємів рідини до 1800 тсут незалежно від глибини свердловини і діаметра експлуатаційної колони;4.просте регулювання дебіту нафти свердловини збільшуючи або зменшуючи подачу газу в свердловину; 5.можливість експлуатації пескопроявляющих і обводнених свердловин; 6.простота дослідження свердловин. недоліки:1.велика витрата НКТ 2.велика вартість витрат на будівництво компресорних станцій, газорозподільних будок і мережі газопроводів на початку облаштування родовищ; 3.велика витрата електроенергії. Але великі капітальні вкладення на будівництво швидко окупаються, собівартість видобутку нафти з газлифтных свердловин швидко знижується і в результаті стає значно менше, ніж при видобутку нафти механізованими способами.

15.16 Поняття про регулювання розробки родовищ. Методи регулювання.

За розробкою нафтової поклади повинен здійснюватися постійний контроль, тобто проводитися дослідження по спеціальній програмі за розробкою поклади і на основі цих досліджень здійснюється регулювання розробки покладу з метою рівномірного стягування контуру нафтоносності, газоносності, не допуску передчасного обводнення, отримання високих показників нефтеизвлечения і поточних темпів відбору нафти. Контроль і дослідження полягають у систематичному вимірі дебітів нафти по свердловинах, визначенні % обводнення продукції свердловин, вимірі пластового тиску, вибійного тиску, вимірювання динамічного і статичного рівнів, завмер буферного тиску у свердловинах, завмер газового фактора. На основі цих даних будуються карти розробки покладу, за яким стежать за станом розробки. При передчасному обводнении свердловин проводять ремонтно-ізоляційні роботи. Завмер пластового тиску показує: 1.якщо він низький, треба інтенсифікувати закачування агента. 2. якщо він підвищений, обмежити її або підвищити відбір рідини. Динамічний рівень показує, що глибинно-насосне обладнання працює з високим ККД або не завантажено. При високому динамічному рівні треба змінити параметри насоса для збільшення відбору рідини і навпаки. Насос у свердловині спущений на 100-150 м нижче динамічного рівня. Буферної тиск характеризує відхилення від заданого режиму. Якщо запарафинилась выкидная лінія, то буферне тиск збільшується, оскільки перетин в трубі скоротилося, а штуцер залишився колишнім. Буферне тиск також говорить, що в поклади піднявся тиск — потужно збільшився відбір і навпаки. Станом розробки судять про рівномірності стягування контуру нафтоносності, а також судять, чи немає мов обводнення. Мова обводнення — це випереджальний прорив води в нафтовому пласті до добувної свердловині. Якщо йде передчасне обводнення, то або обмежити відбір нафти по свердловинах або обмежити закачування води. На більш пізній стадії розробки бурять оціночні свердловини, за якими визначають ступінь вилучення нафти кернам. В кінцевому рахунку весь комплекс досліджень і контроль за розробкою поклади зводиться до визначення рівномірної вироблення поклади, отримання найкращих результатів по кінцевому нефтеизвлечению і недопущення залишення обладнання в поклади.

17 Особливості розробки газових і газоконденсатних родовищ.

Відміну розробки ГМ від розробки НМ полягає в розрізненні властивостей газу від властивостей нафти. Газ має значно меншу в’язкість і володіє більшою ступенем стиснення. Газ, добутий зі свердловин, тут же подається в магістральні газопроводи, за якими він транспортується до газопереробних заводів або безпосередньо до місць його споживання. Найчастіше основна особливість розробки газових родовищ, особливо з великими запасами, полягає в нерозривному ланцюзі в системі пласт — свердловина — газозбірні мережі на газовому промислі — магістральний газопровід — пункти споживання — пункти переробки і споживання. В основу раціональної розробки газового родовища покладено принцип одержання максимального газоизвлечения і високого прибутку при мінімальних капітальних вкладеннях з дотриманням умов охорони надр і навколишнього середовища. У проекті розробки визначають темп розробки родовища по роках, загальний термін розробки, сітку свердловин і їх діаметр, розміщення свердловин по площі і т. д. При розробці велике значення має визначення діаметра експлуатаційної колони свердловин. З газової свердловини газ видобувається по експлуатаційній колоні, тому, чим більше діаметр стовбура свердловини, тим більше буде дебіт свердловини. Це означає, що на родовищі можна отримати те ж кількість газу меншим числом свердловин. Однак зі збільшенням діаметра ростуть ускладнення при бурінні, збільшуються терміни буріння, а головне — це веде до подорожчання свердловин за рахунок збільшення її металомісткості. Зазвичай розробку газових покладів з урахуванням економічних показників припиняють при тиску на устях газових свердловин трохи вище атмосферного. Поклади газу, в яких містяться розчинені в газі рідкі вуглеводні, називаються газоконденсатними.

Розробка газоконденсатного родовища може здійснюватися в режимі виснаження при невеликому вмісті конденсату в газі, коли застосування методів підтримання пластового тиску, з міркувань економіки, не целесообразноили з підтриманням пластового тиску. При штучному впливі на поклад з метою підтримання пластового тиску закачуванням води або сухого газу необхідно більш ретельне вивчення геологічної будови покладу, колекторських властивостей пласта. Необхідно добре знати проникність пласта з метою визначення прийомистості його по воді і сухому газу. При зниженні пластового тиску частина конденсату вбирається породою пласта, більша частина якого може залишитися в пласті безповоротно. Коеф конденсатоотдачи залежить від коэфиц гаозотдачи. Тому пластовий тиск підтримують закачуванням в пласт сухого газу. Часто закачування сухого газу здійснюється за схемою кругового обігу. Газ разом з конденсатом зі свердловини надходить на поверхні в конденсатних установку, в якій при відповідному тиску і температурі випадають рідкі УВ. Потім сухий очищений газ стискається в компресорах, і під тиском через нагнітальні свердловини назад нагнітається в пласт. Цей метод дозволяє одержати найбільший коефіцієнт конденсатоотдачи пласта. Проте недоліки: Для закачування газу потрібно будувати дороге компресорне господарство.

18 Умови припливу нафти до свердловин. Поняття про коефіцієнт продуктивності.

Приплив нафти, газу, води і їх сумішей до забоям свердловини відбувається при утворенні на вибої свердловин тиску менше тиску в продуктовому пласті. При розробці нафтових покладів приплив нафти і газу до свердловин відбувається за радіально сходяться до свердловин лініях. По мірі наближення рідини і газу до свердловини площа цих поверхонь зменшується, а швидкість фільтрації рідини при постійній витраті безперервно зростає, досягаючи максимуму у стінок свердловини, отже, не переміщуються одиниці об’єму рідини в напрямку свердловини, повинні безперервно зростати витрати енергії та пов’язані з цим перепади тиску на одиницю шляху. Швидкість фільтрації рідини, згідно з законом Дарсі, прямо пропорційна перепаду тиску і обернено пропорційна в’язкості. V = QF = Кµмю PL, Q — обсяг витрати рідини через породу за 1 с, F — площа фільтрації, К — коефіцієнт проникності породи, µмю — в’язкість, P — перепад тиску, L — довжина елемента фільтрації рідини. K = QL FP µ. Обсяг нафти, що надходить до вибою свердловини, залежить від колекторних св-тв пласта, в’язкості нафти і перепаду тиску, тобто різниці му пластовим тиском і вибійним тиском. Рівняння притоку нафти до свердловини: Q=КРпл — Рзаб=КР. К — коефіцієнт продуктивності, що дорівнює приросту дебіту свердловини в добу на одиницю зниження забійного тиску при постійному пластовому тиску. На практиці коефіцієнт продуктивності визначають за даними дослідних робіт у свердловині.

19 Класифікація методів заводнений. Поняття про законтурному, внутриконтурном, приконтурном заводнении. Осередкове і площадное заводнення.

Підтримання пластового тиску закачуванням в пласт води буває:1.Законтурное заводненню; 2.Приконтурное заводненню; 3.Внутриконтурное заводнення

Закачування води здійснюється через спеціальні нагнета-тільні свердловини.

Закачування води доцільно починати з самого початку розробки родовища.

При законтурному заводнении закачування води здійснюється через нагнітальні свердловини, пробурені за зовнішнім контуром нафтоносності по периметру поклади. Відстань між ними визначається технологічною схемою розробки родовища. Лінія нагнітальних свердловин розподіляється приблизно 400-800 м від зовнішнього контуру нафтоносності для створення рівномірного впливу на поклад, попередження утворення передчасних мов обводнення.

Законтурное заводнення зазвичай застосовується на невеликих за площею і запасами нафтових родовищах, покладах з хорошими колекторськими властивостями.

Недоліки: підвищена витрата закачиваемой води із-за часткового догляду за межі лінії нагнітання. Уповільнене реагування на поклад із-за віддаленості лінії нагнітання від видобувних свердловин. Більш ефективний вплив на поклад нафти досягається, коли нагнітальні свердловини буряться всередині контуру нафтоносності, водонафтової зоні пласта. Таке заводнення називають приконтурным заводнюванням. воно застосовується:1.на невеликих за розмірами покладах; 2.при недостатній гідродинамічної зв’язку продуктивного пласта з зовнішньої областю; Більш ефективною системою впливу на поклади нафти, що дозволяє швидше нарощувати видобуток нафти, підвищувати кінцеве нефтеизвлечение, є внутриконтурное заводнення. При такому заводнении нагнітальні свердловини буряться всередині контуру нафтоносності. У початковий період при внутриконтурном заводнении нагнітають воду в нафтовий поклад. Далі в процесі нагнітання води в поклади вздовж лінії нагнітальних свердловин утворюється водяний вал, що розділяє поклад на частини. Для більш швидкого освоєння процесу внутриконтурного заводнення закачування води ведуть через одну щілину, а проміжні свердловини ряду, експлуатуються тимчасово як видобувні. По мірі обводнення ці свердловини освоюються і переводяться в нагнітальні. При внутриконтурном заводнении застосовують і осередкове заводнення. воно застосовується в тих випадках, коли на окремих ділянках поклади немає від впливу заводнення, внаслідок чого на цій ділянці падає пластовий тиск і, відповідно, падають дебіти нафти в видобувних свердловинах. При осередковому заводнении вибирають в центрі ділянки нафтовидобувну свердловину, переводять її в нагнітальну і починають закачування води, в результаті, забезпечується вплив закачиваемой водою на навколишні нафтовидобувні свердловини. Найбільш інтенсивною системою впливу на пласт вважається площадное заводнення. Видобувні і нагнітальні свердловини, системі розміщуються правильними геометричними блоками у вигляді п’яти-, семи — або девятиточечных сіток, в яких нагнітальні і видобувні свердловини чергуються.

20 Технологія імпульсно-дозованого впливу на пласт з паузою ИДТВП та особливості її застосування. Ефективність у порівнянні з аналогами.

Сутність технології ИДТВП полягає в тому, що при циклічному розрахункових обсягів закачування теплоносія і холодної води при ИДТВ на етапі нагнітання води здійснюються періодичні зупинки процесу паузи. Тривалість кожної паузи дорівнює часу відновлення пластового тиску в свердловинах при їх зупинці або зміні режиму експлуатації, а сумарна тривалість зупинок в циклі не повинна перевищувати часу, необхідного для закачування в пласт 10-15% об’єму води в даному циклі. ИДТВП, на відміну від ИДТВ, дозволяє активізувати не тільки внутрипластовые термокапиллярные і термоупругие процеси, але і проявляти гідродинамічні пружні сили між нефтенасыщенными блоками малої проникності і каналами активної фільтрації. В результаті досягається підвищення охоплення колекторів витісненням і, як результат, збільшення нефтеизвлечения. ИДТВП, володіючи всіма позитивними якостями технології ИДТВ, забезпечує нефтеизвлечение в неоднорідному низкопроницаемом пласті до 40%, з яких майже 10% є ефектом використання пауз. Технологія ИДТВП дозволяє знизити витрату теплоносія на одну тонну видобутої нафти приблизно вдвічі. Незважаючи па явні переваги технологій ИДТВ і ИДТВП, вони мають такі недоліки:

— необхідно застосовувати щільні сітки свердловин, що призводить до високих капітальних вкладень; — кожна нагнітальна свердловина забезпечує вплив па певні ділянки; — технології нагнітання теплоносія в центральні нагнітальні свердловини неминуче залишають значні цілики, не охоплені впливом; — теплоносій, протягом тривалого часу прокачується через свердловину, втрачає при цьому свою цінну якість — тепло.

21 Освоєння нафтових свердловин. Способи виклику припливу рідини до вибою свердловин.

Освоєння свердловин — проведення комплексу заходів по виклику припливу рідини або газу з продуктивного пласта до вибою свердловини з добовим дебітом близьким до потенційного. Приплив рідини або газу з продуктивного пласта до вибою свердловини можливий коли пластовий тиск більше вибійного.+ додаткового тиску.тиск необх для подолання гидравлич опорів, що виникають у перфораційних отворів у фільтраційних каналах через закупорювання порового простору привибійної зони пласта. Мета освоєння — відновлення природної проникності колектора та отримання дебіту свердловини, соотв її потенційним можливостям. В промисловій практиці застосовують такі способи виклику припливу рідини з продуктивного пласта до вибою свердловини: тартание, поршневание, заміна рідини в свердловині на більш легку, компресорний метод, прокачування газорідинної суміші, відкачування глибинними насосами. Перед освоєнням, на гирлі ставитися арматура. У будь-якому випадку повинна встановлюватися засувка високого тиску для перекриття стовбура свердловини в аварійних ситуаціях. ПОРШНЕВАНИЕ. При поршневаниипоршеньтруба з клапаном внизу відкривається вгору. спускається в НКТ на сталевому канаті. При спуску поршня під рівень рідина в свердловині перетікає через клапан у простір над поршнем. При підйомі клапан закривається. Глибина занурення обмежується міцністю каната. ТОРТАНИЕ. Витяг рідини із свердловини за допомогою желонки, що спускається на сталевому канаті, з допомогою лебідки. Тартание це трудомісткий і непродуктивний спосіб. Але тартание дає можливість отримувати глинистий р-р з вибою і контролювати рівень рідини в свердловині. Недолік в тому, що доводиться працювати при відкритому гирлі. ЗАМІНА РІДИНИ В СВЕРДЛОВИНІ. Свердловина закінчена бурінням зазвичай заповнена глинистим розчином якщо замінити глинистий розчин водою або дегазованої нафтою то зменшитися пластовий тиск. Цим способом освоюються свердловини з великим пластовим тиском і хорошими колекторськими властивостями. КОМПРЕСОРНИЙ СПОСІБ ОСВОЄННЯ. Цей метод має широке застосування у свердловину перед освоєнням спускаються насосно компресорні труби а гирло обладнується фонтанної арматурою. До межтрубному простору через нагнітальний трубопровід під’єднують пересувний компресор. Газ нагнітається в свердловину, у результаті тиск на вибої значно знижується. Регулюючи витрати газу, змінюють щільність газорідинної суміші в трубах, а відповідно тиск на вибої свердловини. Коли вибійне тиск стане менше пластового, почнеться приплив рідини і газу в свердловину. ОСВОЄННЯ СКВАЖ ЗАКАЧУВАННЯМ ГАЗОВАНОЇ РІДИНИ заключ в тому, що в міжтрубний простір закачується суміш газу з рідиною нафта, вода. З урахуванням того. Що щільність газорідинної суміші більше щільності чистого газу, цей метод дозволяє освоювати глибокі свердловини компресорами, які створюють менший тиск. ОСВОЄННЯ НАГНІТАЛЬНИХ СВЕРДЛОВИН. Вони повинні мати високу прийомистість по всій товщині продуктивного пласта. Цього можна досягти гарної очищенням ПЗП. ПЗП очищають перед пуском нагнітальні свердловини, тими ж способами, що і при освоєнні нафтовидобувних свердловин.

22 Способи і методи збільшення проникності привибійної зони пласта і продуктивності свердловин. Вибір способів дії на ПЗП.

Зниження проникності ПЗП призводить до зниження дебітів в нафтових свердловинах і прийомистості в нагнітальних свердловинах. Проникність порід привибійної зони свердловин покращують або відновлюють за рахунок створення або збільшення наявних дренажних каналів, збільшення трещеноватости порід, видалення з привибійної зони смолопарафиновых відкладень, оксидів заліза, механічних домішок і т. д. Умовно методи збільшення проникності порід привибійної зони свердловин поділяють на хімічні, механічні, теплові, фізичні і вібраційні.

Не рідко, коли ці методи застосовують у поєднанні один з одним або послідовно для отримання кращих результатів. Хімічні методи частіше застосовуються і дають хороші результати в карбонатних колекторах, а також у зцементованих пісковиках, до складу яких входять карбонатні включення і карбонатні цементирующие речовини. Хімічні методи впливу застосовують, коли можна розчинити породу пласта або елементи, відкладення яких зумовило погіршення проникності ПЗП солі, залізисті відкладення та ін. Найбільш розповсюдженим методом при цьому є проведення кислотної обробки. Механічні методи збільшення проникності привибійної зони пласта застосовують в продуктивних пластах, складених щільними породами, з метою створення додаткових нових або розширення існуючих тріщин у ПЗП з метою залучення до процесу фільтрації нових віддалених частин пласта. До цього виду впливу відноситься гідравлічний розрив пласта, щілинне розвантаження і так далі. Теплові методи застосовуються в тих випадках, коли в привибійній зоні пласта утворюються смолопарафиновые відкладення, а також при видобутку в’язких і високов’язких нафт. Прогрів привибійної зони з метою видалення з неї смол, парафіну, асфальтенів здійснюють з допомогою прогріву ПЗП глибинними електронагрівачами, гострим пором, перегрітою водою, гарячою нафтою і так далі. При цьому в ПЗП повинна створюватися і підтримуватися температура вище температури плавлення смолопарафиновых відкладень. Фізичні методи призначені для видалення з привибійної зони свердловини залишкової води і дрібнодисперсних твердих частинок, що і збільшує проникність порід для нафти.

Останнім часом з метою поліпшення проникності привибійної зони пласта в нафтових і нагнітальних свердловинах застосовують хвильовий, вібраційний, гидроимпульсный і акустичний методи. Ці методи знаходяться на стадії доопрацювання і вдосконалення.

23 Кислотні обробки свердловин та їх різновиди. Цілі обробок.

Найбільш ефективним і часто застосовуваним метолом обробки привибійної зони свердловин з метою відновлення або поліпшення проникності є кислотні обробки. Найчастіше кислотні обробки проводять з використанням соляної НС1 і фтористоводородной НР кислоти. Соляно-кислотна обробка свердловин заснована на здатності соляної кислоти розчиняти карбонатні породи-вапняки, з яких складаються продуктивні породи нафтових і газових родовищ. Під дією соляної кислоти нерідко утворюються довгі кавернообразные канали і розширюються природні тріщини продуктивного пласта. В результаті значно збільшуються область дренування свердловин і дебіти нафтових або приймальності нагнітальних свердловин. Соляно-кислотні обробки в основному призначені для введення кислоти в пласт, по можливості, на значні від вибою свердловини відстані з метою розширення каналів і поліпшення їх сообщаемости, а також для очищення порового простору від мулистих утворень. Розчин соляної кислоти для обробки призабойных зон свердловин готується з вмістом чистої соляної кислоти НС1 в межах 15%. При більшому змісті нейтралізований розчин виходить дуже в’язким, що ускладнює його вихід з пор і тріщин пласта. Для проведення кислотних обробок обсяг і концентрація розчину кислоти готуються для кожного родовища і кожної свердловини індивідуально.

Розчини соляної кислоти, що застосовуються на промислах при обробці свердловин, володіють високими корозійними властивостями. Для боротьби з корозією і попередження закупорювання пір і тріщин залізом і сульфатами у розчини соляної кислоти додають, інгібітори корозії і стабілізатори.

24 Полімерне вплив на пласт. Технологія холоднополимерного ХВП та термополимерного впливу. Ефективність методів.

вода проникаючи в нафтову частину пласта, залишає за фронтом невытесненные ділянки нафти. Рівномірного просування водонафтового контакту можна досягати за рахунок збільшення в’язкості води. Шляхом загущення полімерними добавками. Механізм нефтеизвлечения при використанні методу ТПВ наступний: нагрітий до 90-95° водний розчин поліакриламіду, при закачуванні в нафтовий пласт надходить, насамперед, у систему тріщин і далі проникає в глиб шару. Таким чином, частина поклади виявляється охопленої гарячим агентом впливу, що призводить до зниження в’язкості нафти, що міститься в блоках матриці трещиновато-порового колектора. Просуваючись на початку закачування, насамперед, по тріщинах, гарячий розчин поліакриламіду через деякий час остигає, в’язкість його при цьому істотно збільшується. Загальні гідравлічні опору пласта починають зростати. У зв’язку з цим основна ємна частина пласта виявляється охопленої впливом, закачиваемым гарячим розчином поліакриламіду ПАА. Зниження в’язкості нафти збільшення її рухливості позитивно впливає на збільшення ролі механізму капілярною просочення блоків матриці. Нагнітання нагрітого розчину ПАА в пласт призводить до поліпшення змочуваності пористої середовища, що позитивно позначається на капілярною просочення матриці. Якщо система тріщин у пласті досить розгалужена, то ефективність від закачуваного гарячого розчину поліакриламіду ПАА буде вище в порівнянні з впливом гарячою водою, яка переважно працює лише макротрещинам. Перевага ТПВ полягає в обмеженні загальної кількості розчину ПАА, яке необхідно нагрівати, т. к. для створення необхідного теплового охоплення не потрібно таких великих кількостей. як у випадку нагнітання гарячою водою. Вивчений механізм ТПВ показав, що гарячий розчин поліакриламіду, проникаючий, насамперед по тріщинах, збільшує свою в’язкість приблизно на порядок порівняно з гарячою водою. Гідравлічні опору на фронті витіснення для полімерного розчину виявляються більшими, ніж для гарячої води, що призводить до збільшення охоплення пласта впливом. Результати практичного застосування показують, що приріст кінцевого нефтеизвлечения при ТПВ у порівнянні з впливом необробленою водою складе 20-25%. Обов’язковим технологічним умовою успішності процесу ТПВ є забезпечення безперервності закачування гарячого полімерного розчину і дотримання температурного режиму Перевагою ТПВ в тому, що при його застосуванні не потрібно проектної розробки і створення нового, додаткового обладнання. Успішність процесу ТПВ багато в чому залежить від суворого дотримання режиму впливу і дотримання безперервності закачування полімерного розчину. температура полімерного розчину на вибої свердловини повинна бути вище початкової температури пласта не менше ніж на 20-30° С. За кількісними оцінками ефективності за нефтеизвлечению показники розробки ХПВ за часом відстають від результатів на ділянці ТПВ.

Короткий опис статті: технологія видобутку нафти і газу Документ — На I стадії йде зростання видобутку нафти за рахунок введення в розробку нових свердловин з буріння. Цей період характеризується безводній видобутком нафти. У кінці I стадії в окремих свердловинах з’являється вода. свердловин, нафти, пласту, тиску, розробки, Документ

Джерело: 13 стадії розробки покладів нафти і газу і їх характеристики — стор 2

Також ви можете прочитати