Что такое гтм в нефтяной – | 404.

Виды ГТМ, применяемых на нагнетательных скважинах — Мегаобучалка

1. Интенсивные промывки прямые и обратные с расходом 1200 - 1500 м3/сут до минимально возможного и стабильного содержания КВЧ в обратном потоке. Их продолжительность обычно 1 - 3 сут. Воду для промывки берут из нагнетательного водовода или закачивают насосным агрегатом по закольцованной схеме с обязательным предварительным отстоем воды в специальных емкостях. При этом тщательно контролируются выходящая и нагнетаемая воды на содержание КВЧ. Вообще скважины промывают после всех операций, проводимых для увеличения их поглотительной способности.

2.Интенсивный дренаж скважины для очистки призабойной зоны. Дренаж осуществляется различными методами.

а) Поршневанием при максимально возможной глубине спуска поршня, при этом необходимо устанавливать пакер, изолирующий кольцевое пространство. В последнем случае удается получить большие депрессии на пласт (до 12 МПа).

б) Компрессорным способом. Жидкость из скважины отбирается с помощью передвижного компрессора при условии, что последний позволяет продавить жидкость до башмака НКТ. Трубы в этом случае должны быть спущены до верхних дыр фильтра. Сверление в НКТ пускового отверстия для снижения необходимого давления компрессора в данном случае нежелательно, так как при последующем нагнетании воды через это отверстие давление будет передаваться в затрубное пространство. Использование пускового отверстия возможно только лишь в период интенсивного дренирования. Дренирование производится до стабилизации КВЧ при постоянном контроле за его содержанием.

в) Насосным способом (ПЦЭН) до стабилизации КВЧ.

г) Самоизливом при интенсивномводопритоке, т. е. сбросом воды из скважины в канализацию. Такая операция более эффективна при многократных кратковременных изливах, когда скважина периодически в течение 6 - 15 мин работает на излив с максимальной производительностью. Такую операцию повторяют до стабилизации КВЧ. К такому способу целесообразно прибегать в тех случаях, когда дебит скважины превышает несколько десятков кубометров в сутки. Кратковременнымиизливами удается в 4 - 6 раз сократить расход воды по сравнению с непрерывным самоизливом для достижения стабильного содержания КВЧ.



3. Солянокислотные обработки призабойных зон скважин, вскрывших карбонатные пласты или пласты, содержащие карбонатный цементирующий материал, а также для растворения окалины. Для этого в пласт закачивают 0,8 - 1,5 м3 на 1 м толщины пласта 10 - 15%-ного раствора ингибированной соляной кислоты и оставляют скважину на сутки. Затем после дренирования и промывки скважину переводят под нагнетание.

4. Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Скважины III группы обычно удается освоить только после ГРП и ряда последующих операций (дренаж, промывка). Однако в горизонтах, представленных чередованием глин и песчаников, ГРП не эффективен, так как трещины образуются в одном наиболее проницаемом прослое. Лучшие результаты получаются при поинтервальном ГРП, т. е. гидроразрыве каждого прослоя. При этом необходимо применение двух пакеров, спускаемых на НКТ II устанавливаемых выше и ниже намечаемого для обработки интервала.

5. Промывка скважины НКТ и водоводов водопесчаной смесью. Часто малоэффективность освоения нагнетательных скважин или малые приемистости являются результатом быстрого загрязнения поверхности пласта окалиной и твердыми частицами, приносимыми водой из водоводов. Для их очистки водоводы и скважины промывают водопесчаной смесью (50 кг песка на 1 м3 воды) с помощью цементировочных агрегатов. При таких промывках из скважины или водовода выходит густая, черпая водопесчаная смесь с ржавчиной, по через 20 - 30 мин, в зависимости от интенсивности прокачки, вода светлеет и содержание в ней КВЧ и железа уменьшается до следов. После таких промывок уменьшаются почти наполовину потери на трение в водоводах.

6. Нагнетание в скважину воды в течение нескольких часов под высоким давлением, превышающим нормальное давление нагнетания, в тех случаях, если коллектор имеет некоторую естественную трещиноватость. Для этого к скважине подключают три-четыре насосных агрегата и создают дополнительное давление, при котором естественные трещины в пласте расширяются и поглотительная способность скважины резко возрастает. Такая операция представляет собой упрощенный вариант ГРП» после которого в пласте происходит необратимый процесс раскрытия трещин, через которые глубоко в пласт прогоняются взвесь и глинистые осадки.

7. Предварительная обработка горячей водой или нефтью нефтяных скважин, предназначенных под нагнетание, для удаления парафиновых и смолистых накоплений в призабойных зонах. Подогрев осуществляют от паровых передвижных установок, смонтированных на автомобильном ходу (ППУ). Расход нагнетаемой воды обычно увеличивается быстрее, чем растет давление нагнетания. Другими словами, коэффициент поглотительной способности увеличивается с ростом давления нагнетания. Глубинные исследования расходомерами показали, что при этом возрастает и интервал поглощения, а следовательно, и охват пласта процессом вытеснения по толщине в результате увеличения раскрытости естественных трещин и присоединения дополнительных прослоев пласта к процессу поглощения жидкости. Для расширения интервала поглощения иногда закачивают в скважину 2 - 5 м

3 известковой суспензии концентрации 15 кг СаО на 1 м3 воды с последующим добавлением сульфит-спиртовой барды (ССБ) вязкостью примерно 500•10-3 Па-с для уплотнения поглощающего прослоя. При последующем увеличении давления нагнетания таким приемом удается расширить интервал поглощения и выравнять или расширить профиль приемистости. При получении отрицательных результатов закачанная известковая суспензия растворяется слабым раствором НСL и последующей промывкой скважины.

Критериями выбора методов воздействия на ПЗП являются поставленные перед воздействием цели, достигаемые за счет существующих технологий воздействия эффект, состояние ПЗП, геолого-физические особенности пласта в т.ч. литологические и минералогические, физико-химический состав и с-ва пластовых флюидов, техническое состояние и особенности конструкции скважины, динамика технологических показателей скважины. Главной целью воздействия на ПЗП нагнетательных является повышение продуктивности по нефти для добывающей и приемистости по воде для нагнетательной скважины, что может достигаться за счет очистки ПЗП, улучшения её фильтрационной характеристики по отношению к естественному состоянию пласта, выравнивание профиля приемистости в нагнетательных, изоляция обводненных интервалов в добывающих, а также вовлечение неработающих интервалов. В зависимости от принципиальных технологий и направленности эффекта методы воздействия делятся на следующие группы:

Химические методы – направлены на растворение компонентов, снижающих проницаемость ПЗП и увеличения проницаемости существующих каналов фильтрации. Для терригенных коллекторов используются ГКО. СКО используются для воздействия на карбонатные коллектора. СКО и ГКО могут применяться при освоении скважин после бурения и для очистки ПЗП нагнетательных скважин от кольматирующих материалов (окислов железа, КВЧ) Обработки растворителями применяются для удаления отложений АСПО в ПЗП.

Механические методы - направлены на формирование новых каналов фильтрации (ГРП, гидропескоструйная перфорация) и очистки имеющихся (гидровиброобработка). ГРП является одним из наиболее эффективных механических методов воздействия. ГРП применяется в низкопродуктивных малообводненных скважинах. Недопускается проведение ГРП в технически неисправных скважинах, при высокой вероятности прорыва нагнетаемой или законтурной воды. С высокими рисками связано проведение ГРП в зоне с неконтактной подошвенной водой. ГРП может использоваться для повышения приемистости нагнетательных скважин – негативным последствием при этом могут быть более быстрые темпы обводнения добывающих при прорыве воды по высокопроницаемым каналам.

Виброобработка-производят в скважинах с загрязненной ПЗП; в коллекторах, сложенных низкопроницаемыми породами, содержащими глинистые минералы; в литологически неоднородных коллекторах с воздействием на низкопроницаемые пропластки; перед химической обработкой; перед ГРП или другими методами воздействия на ПЗП.. При заглинизированности породы коллектора более, чем на 9% высока вероятность получения отрицательного эффекта.

Тепловое воздействие - проводят в коллекторах с тяжелыми высоковязкими парафинистыми смолистыми нефтями при пластовых температурах, близких к температуре кристаллизации парафина или ниже нее. В карбонатных коллекторах с высоковязкой нефтью для повышения дебитов скважин проводят циклическую закачку пара в добывающие скважины. Использование тепловых методов в нагнетательных скважинах – нагнетание горячей воды, перегретого пара, внутрипластовое горение в залежах высоковязких нефти приводит к существенному увеличению нефтеотдачи и увеличению темпов отбора. Физические методы в варианте акустического воздействия проводятся в добывающих скважинах с целью уменьшения вязкости нефти и срыва пленок смолистых веществ в результате кавитационных эффектов.

Физико-химические методы воздействия как правило направлены на изоляцию водопритоков в добывающи скважинах, выравнивание профиля притока, выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Для добывающих скважин может применяться обработка ПЗП гидрофобизаторами, закачка пен, закачка гелеобразующих составов, вязкоупругих систем, суспенцзий закупуривающего материала и т.д. Для нагнетательных закачка суспензий гашеной извести, полимерных суспензий, ВУС, ГОС, силиката натрия.

Выбор конкретного метода определяется характером неоднородности разреза, проницаемостями пропластков, термобарическими условиями скважин и др.факторами.

megaobuchalka.ru

Ультразвук в нефтяной промышленности | Геолого-технические мероприятия (ГТМ)

В начале 90-х, еще в СССР, министерство нефтяной промышленности запретило применение ультразвука в добыче нефти, признав методики низкоэффективными. После распада Советского Союза ряд энтузиастов продолжили использование ультразвуковых колебаний в нефтедобыче. Это сыграло двоякую роль в признании данной уникальной методики. Большинство небольших фирм использовало старое, малоэффективное оборудование, произведенное, в большинстве своем, кустарным способом. В результате нефтяники, отличающиеся иногда итак не всегда разумным консерватизмом, в основной своей массе пришли к мнению отказаться от использования этих разработок. Но некоторые предприятия подошли к делу основательно, проводя, наряду с производственной, еще и научную деятельность, приведшую к разработке уже четвертого поколения приборов, отличающихся высокими техническими и технологическими показателями. Приборы и оборудование разработаны на использовании свойств пъезокерамики испускать ультразвуковые волны под воздействием электрического тока.

Приведу несколько методик, применяемых на практике и находящихся в разработке.
Во-первых, это, конечно же, ультразвуковая обработка скважин и пластов. На настоящий момент поведено более 3000 операций на скважинах. В основном, месторождения «Когалымнефтегаза», «Лангепаснефтегаза». Но сейчас ультразвук находит применение в Казахстане, Азербайджане, Венгрии и др. странах. Причем в Азербайджане обработка производилась как на суше, так и на море, где результаты были наиболее впечатляющими. Эффект получен на более чем 80 % скважин. Положительный результат мог бы составлять 97-98%, при исключении из перечня выполненных работ опытно-исследовательские обработок. Повышение коэффициента нефтеотдачи в среднем составляет 40-50%. Окупаемость метода, при цене нефти 65 долларов за баррель, 3-6 месяцев. Наиболее успешным является метод комплексной обработки пласта, т.е. воздействие на ряд нефтяных и нагнетательных скважин пласта, подобранных специалистами на основании геологических данных. Очень перспективна методика комбинированного применения ультразвука. К примеру, применение совместно с кислотной обработкой. Ни для кого не секрет, что при кислотной обработке, при продавливании реагента в пласт, жидкость движется по пути наименьшего сопротивления, т.е. по работающим зонам интервала перфорации, а закальматированные зоны остаются необработанными и не включенными в работу. Ультразвуковой прибор, ввиду возможности избирательного воздействия, позволяет подключать к извлечению нефти все участки интервала перфорации. Эти же свойства наиболее подходят для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. Немаловажным отличием ультразвуковых обработок от многих других является их абсолютная экологическая безопасность как для недр, так и для окружающей среды.
Во-вторых, разработан ряд приборов, применяемых при транспортировке нефти. Суть работы этого оборудования основано на изменении как физических, так и химических свойств пластовых флюидов под воздействием ультразвука. Это, например, препятствует выпадению парафина и асфальто-смолистых составляющих нефти, измененные свойства нефти позволяют производить более глубокую ее переработку, увеличивать извлечение наиболее легких фракций. Оборудование, спускаемое в скважину, требует, по моему мнению, еще ряда доработок, а устанавливаемое на нефтепроводах отличается эффективностью и быстрой самоокупаемостью.
В-третьих, изготовлен и применяется инструмент для очистки емкостей, резервуаров, деталей нефтяного и прочего оборудования от различного вида загрязнений и отложений. Данные инструменты могут применятся для очистки как труб нефтяного сортамента, так и авто- и железнодорожных цистерн для перевозки нефти.
В-четвертых, проходит испытание методика обработки процесса цементирования скважин. Первые результаты позволяют сделать выводы об улучшении заполняемости заколонного пространства и повышении качества цемента.
Здесь перечислены далеко не все сферы применения ультразвука. Я уверен, что возможно дальнейшее расширение его использования. Но для этого необходимы площадки для проведения научно-исследовательских работ, а на это нефтегазодобывающие и нефтеперерабатывающие предприятия идут не слишком охотно. Не остаться бы опять у разбитого корыта и не начать в будущем закупать наши разработки за большие деньги у иностранных компаний. А предпосылки к этому существуют, несколько известных мировых сервисных компаний ведут переговоры по покупке патентов на отечественные разработки в области применения ультразвука.
Небольшое лирическое отступление. Недавно в длительной командировке, на съемной квартире, сломалась стиральная машина. Посоветовали купить ультразвуковой прибор. Поначалу отнесся скептически. Но был удивлен его преимуществами. Отстирывает в холодной воде, без стирального порошка, при незначительных затратах электроэнергии и совершенно без износа стираемых вещей. Есть, естественно, и минусы- не отжимает. Но, я думаю, придумают что-нибудь в будущем. Однако, ни это главное, что меня поражает, а то, что миллиарды людей продолжают пользоваться и доверять стиральным машинам с разительно худшими экономическими показателями, огромных размеров и портящих вещи. Такова природа человечества, инертность его не знает границ. Может попробуем измениться?

www.petroleumengineers.ru

Новые технологии повышения нефтеотдачи в проектных документах ЦКР Роснедр по УВС - Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК

(495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

New enhanced oil recovery technologies in design documents of the central reserves commission, federal agency for subsoil USE (Rosnedra)

V. SHELEPOV, VNIGNI

В последнее время в России и в мире наблюдаются небольшие объемы прироста запасов за счет геологоразведочных работ, уже не восполняющие объемы добытой нефти, а также ярко выражена тенденция ухудшения структуры и качества нефтяных ресурсов. По мере выработки запасов нефти на месторождениях, открытых и введенных в разработку еще в прошлом веке, растет доля запасов, относящихся к категории трудноизвлекаемых.

Lately, discovery additions in Russia and other countries of the world are insignificant, and the issue of oil recovery factor improvement becomes more and more vital.

Проект – не догма, а руководство к действию

Если в прошлом веке заводнение как метод воздействия на нефтяной пласт отвечало задачам развития добычи нефти в стране, то сейчас, с вводом в разработку все большего количества трудноизвлекаемых запасов, необходимость внедрения принципиально новых технологий и методов увеличения нефтеотдачи стала очевидной для всех.

Поскольку заводнение пока остается одним из ведущих методов разработки, важным направлением работ является повышение его эффективности за счет различных геолого-технических мероприятий (ГТМ) на скважинах, а также дополнительных гидродинамических методов воздействия (гидроразрыва пласта (далее – ГРП), горизонтальных скважин, системного воздействия и других). Не менее важным направлением повышения эффективности нефтеизвлечения является использование методов воздействия, основанных на других, более эффективных вытесняющих агентах (тепловые, газовые, физико-химические методы), – «третичные» или «современные» методы увеличения нефтеотдачи.

Проектный документ является неотъемлемой частью лицензионного соглашения на разработку нефтяного месторождения и обязателен для исполнения недропользователем. Поэтому содержание в проектном документе новых передовых технологий и систем разработки является одним из действенных механизмов внедрения в практику разработки нефтяных месторождений достижений научно-технического прогресса. Таким образом, проектирование систем разработки с применением новых технологий повышения нефтеотдачи пластов является наиболее ответственным этапом в освоении месторождений УВС.

Величина коэффициента нефтеотдачи в различных странах, по имеющимся данным, разнится весьма значительно. По данным зарубежной печати, сейчас средняя проектная нефтеотдача в мире составляет около 30%, а по месторождениям США – около 39%. Средний проектный коэффициент нефтеотдачи, по данным ГКЗ, по России сейчас составляет 38,6%. Вместе с тем величина КИН существенно изменяется по разным месторождениям и даже пластам, в зависимости от конкретных геолого-физических условий каждого из 2747 разрабатываемых в стране месторождений.

В последние годы Центральная комиссия, нефтяные компании и проектные организации страны повышают внимание к использованию новых технологий нефтеизвлечения на стадии выполнения проектных документов. Это касается как совершенствования систем заводнения, увеличения объемов и технологий геолого-технологических мероприятий (далее – ГТМ), применения гидродинамических методов воздействия, так и (правда, в меньшей степени) «третичных» методов увеличения нефтеотдачи. Это приводит к дополнительному приросту извлекаемых запасов и увеличению КИН.

Резервы нефтеизвлечения

Приросты извлекаемых запасов в проектных документах, рассмотренных ЦКР в 2005 – 2010 гг., показаны на табл. 1. Всего за этот период извлекаемые запасы увеличились более чем на 1 млрд тонн.

В объемах текущей добычи нефти значительную долю составляют мероприятия по повышению эффективности нефтеизвлечения. В основном они направлены на повышение эффективности процесса заводнения (рис. 1). По материалам, представленным организациями нефтяных холдингов по каждому разрабатываемому месторождению (в рамках ежегодной отчетности фактического выполнения принятых решений по проведению ГТМ, использованию новых методов повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти) за 2010 г., дополнительно добыто 117 млн тонн нефти, что составляет 27% от всего объема добычи нефти по крупным нефтяным компаниям Российской Федерации за этот год. Тогда как в докризисном 2007 г. эти показатели были значительно выше показателей кризисных 2008, 2009 и 2010 гг. Объемы дополнительной добычи в 2007 г. достигали 146 млн тонн, что составляло 33% от общей добычи (438,4 млн тонн) по этим организациям.

Табл. 1. Прирост начальных извлекаемых запасов. По материалам ПД на разработку месторождений УВС, рассмотренных Центральной комиссией в 2005–2010 гг.

Рис. 1. Объемы базовой добычи (внизу графика) и дополнительно добытой нефти (в середине графика) в своде по крупным нефтяным компаниям Российской Федерации за счет применения ГТМ, новых методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти за 2001-2015 гг.

Интересны диаграммы (рис. 2), демонстрирующие объемы дополнительно добытой в 2010 г. нефти за счет ГТМ, методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти (верхняя диаграмма), а также количество проведенных операций (средняя диаграмма) и среднюю технологическую эффективность их проведения (нижняя диаграмма). По объемам дополнительно добытой нефти, полученной за счет реализации ГТМ, новых методов повышения КИН и интенсификации добычи, лидирующие позиции, как и ранее, занимают операции по проведению гидроразрыва пласта. За счет ГРП в 2010 г. дополнительно добыто 45,2 млн тонн нефти, что составляет 37% от всего объема дополнительной добычи по крупным нефтяным компаниям России. Затем следует зарезка вторых стволов – 20 млн тонн (17%) и бурение горизонтальных скважин – 18,4 млн тонн (16%). Свыше 9,5 млн тонн (8%) компаниями дополнительно добыто за счет потокоотклоняющих технологий, 6,7 млн тонн (6%) – за счет физико-химических и 3,2 млн тонн – за счет нестационарного заводнения. И совсем мало – за счет тепловых, газовых и микробиологических методов: по 0,5; 0,2; 0,1 млн тонн соответственно. За счет прочих методов (лидерами по количеству проведенных операций в 2010 г. (31% от всего объема) являются перфорационные методы, переводы на другой объект и др.) дополнительно добыто 13,6 млн тонн, что составило 12% от всего объема дополнительной добычи нефти по крупным отечественным нефтяным компаниям. На месторождениях крупных нефтяных компаний РФ наибольшее распространение (без учета «прочих методов») – по состоянию на 01.01.2010 г. – получили физико-химические методы воздействия на призабойную зону пласта – 7245 (22% от всего количества проведенных операций), гидроразрыв пласта – 6574 (20%) и потокоотклоняющие технологии – 5689 (20%). С каждым годом увеличиваются объемы проведенных операций по зарезке боковых стволов – 1518 (5%) и бурению горизонтальных скважин – 578 (2%), которые дают значительное увеличение нефтеотдачи.

Рис. 2. Средняя технологическая эффективность (тыс.т/скв-опер), дополнительная добыча нефти (млн тонн) и количество проведенных операций по внедрению методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти на месторождениях крупных нефтяных компаний Российской Федерации в 2010 г.

По факту в 2010 г. наибольшую технологическую эффективность показали следующие методы: бурение горизонтальных скважин – 31,8 тыс. т/скв.-опер. и тепловые методы – 15,6 тыс. т/скв.-опер. Высокая эффективность была достигнута при реализации зарезки боковых (вторых) стволов – 13,2 тыс. т/скв.-опер. и проведении гидроразрыва пласта – 6,9 тыс. т/скв.-опер.

Показатели средней технологической эффективности физико-химических методов оказались крайне низкими: всего 0,9 тыс. т/скв.-опер. И это при том, что они лидировали по количеству проведенных в 2010 г. операций – 22% от общего объема. Средняя технологическая эффективность от проведения потокоотклоняющих технологий и газовых методов составила – 1,7 и 0,6 тыс. т/скв.-опер. соответственно; от закачки композиции БП-92 – 0,4.

Технологии-лидеры и аутсайдеры

Лидерами по количеству дополнительно добытой нефти являются гидроразрыв пласта, горизонтальные скважины, бурение боковых стволов и т. д. Гидроразрыв пласта по своим технологическим возможностям является наиболее эффективным методом, применяемым при разработке пластов с очень низкими фильтрационно емкостными характеристиками, и выступает не только как способ интенсификации добычи нефти, а по существу как способ разработки низкопроницаемых коллекторов, как способ повышения нефтеотдачи.

Анализ результатов применения ГРП позволяет рассматривать этот процесс также как инструмент регулирования процесса разработки месторождения. Грамотное проведение ГРП позволяет оптимизировать заводнение пласта и разрабатывать его наилучшим образом. Особенно эффективно проектирование разработки с использованием ГРП на начальной стадии эксплуатации месторождения с пластами низкой проницаемости. Примером применения ГРП в промышленных масштабах является Северная лицензионная территория Приобского месторождения (ОАО НК «Роснефть»), где все добывающие и нагнетательные скважины вводятся из бурения с проведением ГРП. Дополнительная добыча нефти за счет ГРП в 2009 г. в целом составила 47 млн тонн, или 40% от всей дополнительно доб

burneft.ru

Программа ГТМ "Томскнефти" в 2018г даст эффект в 1,3 млн тонн нефти

15:29  22 июня 2018 г.

© предоставлено пресс-службой АО "Томскнефть" ВНК

ТОМСК, 22 июн – РИА Томск. Объемы добычи нефти на месторождениях АО "Томскнефть" ВНК по программе геолого-технических мероприятий (ГТМ) составят в 2018 году 1,3 миллиона тонн нефти, сообщил журналистам начальник управления повышения производительности резервуара и ГТМ предприятия Андрей Терентьев.

Ранее сообщалось, что "Томскнефть" реализует программу ГТМ для повышения коэффициента извлечения нефти. По информации компании, многие месторождения Томской области эксплуатируются уже 50 лет, "Томскнефть" ежегодно добывает около 10 миллионов тонн нефти, в том числе благодаря применению современных технологий добычи.

"Программа ГТМ "Томскнефти" представлена двумя блоками – мероприятия на поддержание базовой добычи и мероприятия на дополнительную добычу. ГТМ на дополнительную добычу кратно больше: ожидаем получить в этом году 990 тысяч тонн нефти. Объемы по базовой нефти составят 340 тысяч тонн", – сказал Терентьев.

Он уточнил, что в целом по программе ГТМ в 2018 году предприятие рассчитывает получить 1,3 миллиона тонн нефти. "Приоритетные мероприятия по ГТМ на дополнительную добычу – ввод новых скважин. Это около 40% в общей массе. По ГТМ на базовую добычу основой являются планово-предупредительные ремонты, оптимизация и интенсификация добычи нефти", – пояснил Терентьев.

По его словам, в компании увеличивается доля высокотехнологичных геолого-технических мероприятий: "Это связано с тем, что с каждым годом условия работы становятся тяжелее. Снижается мощность пластов, возрастает количество трудноизвлекаемых запасов".

АО "Томскнефть" ВНК ("дочка" НК "Роснефть" и НК "Газпромнефть") занимается добычей нефти и газа на территории Томской и Тюменской областей. Компания является одним из крупнейших томских налогоплательщиков и обеспечивает долю около 30% от налоговых платежей в бюджет региона. Предприятие добывает до 65% от общего объема добычи нефти в Томской области.

© предоставлено пресс-службой АО "Томскнефть" ВНК

На месторождении "Томскнефти"


www.riatomsk.ru

Геолого-техническое мероприятие - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Геолого-техническое мероприятие

Cтраница 1

Геолого-технические мероприятия проводятся на скважинах при увеличении производительности или ремонтах ее наземного и подземного оборудования. Остановка скважины, управление потоками газа, пуск в эксплуатацию обязательно должны проводиться только оператором но добыче газа или при его участии.  [1]

Геолого-технические мероприятия ( ГТМ), позволяющие увеличить долю извлекаемых балансовых запасов, направлены иногда не только на изменение вытесняющих свойств закачиваемого в пласт агента, но и на изменение физико-химических свойств нефти в залежи перед ее извлечением из недр.  [2]

Геолого-технические мероприятия ( приводятся по номенклатуре) Затраты, зависящие от бригады, TuIC.  [3]

Геолого-технические мероприятия и ремонт скважин при этом целесообразно проводить передвижными установками и специальными судами.  [4]

Если геолого-технические мероприятия, работы по регулированию отборов жидкости, методы ПНП имеют положительный технологический эффект, то ХВ в предлагаемых координатах должны искривляться в сторону увеличения КИН и наоборот.  [5]

Справочник Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин является первой попыткой обобщения опубликованных результатов исследований и практического опыта по интенсификации добычи нефти.  [6]

Такие геолого-технические мероприятия, как изменение параметров глубиннонасосной или компрессорной эксплуатации, чистка и промывка песчаных пробок, солянокислотная обработка забоя, при определении прироста добычи не учитываются.  [7]

Выбор геолого-технических мероприятий ( ГТМ) осуществляется различными математическими методами ( адаптации, оптимизации и др.) и поэтому подход к информационному обеспечению каждой из решаемых задач имеет свои особенности.  [8]

Выбор геолого-технических мероприятий решается как задача распознавания образов с применением теории планирования эксперимента и статистических методов.  [9]

Проведение геолого-технических мероприятий, не способствующих увеличению в 1972 г. этих групп скважин, является необходимым при управлении процесса добычи нефти.  [10]

Какие бы геолого-технические мероприятия не проводили в скважинах, если они часто будут простаивать из-за отказов работы оборудования, эффект будет незначительный. Поэтому в последние годы в объединении первостепенное значение уделяется вопросам сокращения неполадок в работе подземного оборудования скважин. Систематически приводится анализ причин простоев.  [11]

Технологическая эффективность геолого-технических мероприятий при разработке нефтяных месторождений, сопровождающихся ограничением отборов жидкости, рассчитываемая по ХВ, может привести к завышению дополнительной добычи нефти, вовлеченных в разработку запасов нефти.  [13]

Одним из геолого-технических мероприятий по увеличению текущей добычи нефти и конечной нефтеотдачи пластов многие считают форсированный отбор жидкости.  [14]

Проводится комплекс геолого-технических мероприятий по улучшению работы глубинно-насосного оборудования, увеличению межремонтного периода работы скважин, повышению производительности за счет периодических обработок призабойной зоны скважин.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Отправить ответ

avatar
  Подписаться  
Уведомление о