Большая техническая энциклопедия
2 3 6
A N P Q R S U
А Б В Г Д Е Ж З И К Л М Н О П Р С Т У Ф Х Ц Ч Ш Щ Э Ю Я
О- ОБ ОВ ОГ ОД ОЖ ОК ОЛ ОН ОП ОР ОС ОТ ОФ ОХ ОЦ ОЧ ОЩ

Обводненность - добывающая скважина

 
Обводненность добывающей скважины, эксплуатирующей сразу несколько нефтяных пластов различной проницаемости, может быть значительно уменьшена при изоляции наиболее проницаемого полностью обводненного нефтяного пласта.
Теперь надо остановиться на контроле обводненности добывающей скважины и эксплуатируемых ею нефтяных пластов и слоев.
Карта разработки западной залежи Воядинского месторождения по состоянию на 2002 г. Большой интерес представляет анализ изменения обводненности добывающих скважин в период проведения эксперимента. Реакция добывающих скважин на изменение направлений фильтрационных потоков жидкости отмечается практически на всех участках залежи в течение нескольких месяцев снижением или увеличением содержания воды в добываемой продукции.
Связь между темпом отбора, темпом нагнетания и обводненности добывающих скважин при отсутствии запаздывания между ними может служить показателем, характеризующим условия фильтрации нефти и воды в пласте.
Условия проведения ГИС при КРС отличается высокой степенью обводненности добывающих скважин, нестационарностыо режимов их работы, кратковременностью возбуждения на доли и единицы часов, работой от спецагрегатов в условиях задалживания ремонтного времени бригад.
На месторождении высоковязкой нефти контроль за появлением и ростом обводненности добывающей скважины можно осуществлять довольно просто с помощью современного эхолота, наблюдая в условиях неизменной заданной производительности штангового глубинного насоса ( ШГН) быстрый подъем динамического уровня. Понятно, что это не отменяет периодические определения по каждой добывающей скважине дебита жидкости и обводненности на групповом сборном пункте.
Эти показатели были относительно стабильными в течение года, а затем обводненность добывающих скважин резко увеличилась.
Второй метод основан на расчете величины остаточных нефте-насыщенных толщин по степени обводненности добывающих скважин. Метод основан на известной зависимости, что соотношение нефтяной и водонасыщенной толщин в призабойной зоне скважин пропорционально соотношению притоков нефти и воды. Соответствующие формулы для расчета опубликованы в ряде статей.
Признаками диагностирования эффективности воздействия на пласт пеной является теснота корреляционной связи между обводненностью добывающей скважины и темпом отбора из нее жидкости, а также темпом нагнетания вытеснения. Причем уменьшение этих показателей в результате воздействия позволяет диагностировать улучшение условий фильтрации.
Для оценки тесноты и времени запаздывания между темпом ( отбора и закачки) и обводненностью добывающей скважины может быть применен аппарат взаимокорреляционных или дисперсных функций. Эти функции имеют максимум при запаздывании равном времени прохождения сигнала в системе.
Низкие темпы добычи по Павловскому месторождению объясняются тем, что нагнетание воды не оказало влияния на дебиты и обводненность добывающих скважин, эксплуатирующих известняки турнейского яруса. Отмечается слабая гидродинамическая связь по пластам между нагнетательными и добывающими скважинами, т.е. большой объем закачки не обеспечивает увеличение темпов отбора нефти из турнейской залежи.
Динамика отборов жидкости. Чж / Чжтах - отбор жидкости по годам разработки в долях от максимальной ( условные обозначения. Низкие темпы добычи по Манчаровскому месторождению объясняются тем, что нагнетание воды почти не оказало влияния на дебиты и обводненность добывающих скважин, эксплуатирующих известняки турнейского яруса.
Описанные выше основы диагностирования обводненности скважин позволяют использовать признак-тесноту корреляционной связи между темпом ( нагнетания или отбора) и обводненностью добывающей скважины при диагностировании эффективности полимерного заводнения.

В течение ряда лет в различных научно-исследовательских институтах проводятся исследования по изысканию способов воздействия на обводненные нефтяные залежи с целью улучшения приемистости водонагнетательных скважин, уменьшения обводненности добывающих скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Один из таких способов обработки нагнетательных скважин для увеличения добычи нефти из обвод-нившихся пластов основан на использовании реагентов СНПХ-9630 или СНПХ-9633, которые представляют собой смеси ПАВ различных типов и углеводородных растворителей. Каждая из этих композиций выпускается в промышленности в виде нескольких модификаций ( марок), которые различаются по составу и позволяют адаптировать реагенты к различным геолого-физическим условиям разработки залежей.
Однако опыт применения кислотных обработок в условиях трещиноватых пластов ( объединения Укрнефть, Белоруснефть) показал, что их эффективность существенно снижается из-за проникновения кислоты, в первую очередь в высокопроницаемые обводненные толщины ( трещины), или при повторных обработках - в одни и те же интервалы. Особенно заметно снижение эффективности при повышенной обводненности добывающих скважин.
С 1961 г. в пяти добывающих скважинах, переведенных в наблюдательные, начали проводить контроль за подъемом статического водонеф-тяного раздела в стволе, отражающего подъем ВНК в залежи. По замерам в наблюдательных скважинах и обводненности добывающих скважин был выявлен неравномерный подъем ВНК, замедленный на юго-западе и более интенсивный на северо-востоке.
Регулирует перераспределение фильтрационных потоков, выравнивает профиль приемистости нагнетательных и снижает обводненность добывающих скважин.
В процессе разработки залежи получают данные об изменении дебитов и приемистости скважин и пластов, обводненности добывающих скважин, химического состава добываемых вод, пластового давления, состояния фонда скважин и другие, на основании которых осуществляются контроль и регулирование разработки.
При наличии нескольких малопродуктивных нефтяных пластов ради обеспечения их экономически рентабельной промышленной разработки эти пласты приходится объединять в один общий эксплуатационный объект. Обычно это заметно увеличивает расчетную послойную неоднородность по проницаемости и увеличивает потребность в контроле за обводненностью добывающих скважин, их пластов и слоев.
При наличии нескольких малопродуктивных нефтяных пластов, ради обеспечения их экономически рентабельной промышленной разработки, эти пласты приходится объединять в один общий эксплуатационный объект. Обычно это заметно увеличивает расчетную послойную неоднородность по проницаемости и увеличивает потребность в контроле за обводненностью добывающих скважин, их пластов и слоев.
В связи с этим основой для технологических решений при этом должна быть карта остаточных нефтенасыщенных толщин залежи, составленная на дату принятия решения. Карта составляется по данным бурения новых скважин, геофизических исследований, расчетных остаточных нефтенасыщенных толщин, определенных по степени обводненности добывающих скважин, учитывается также объем закачанной воды при внутриконтурном заводнении, даты начала обводнения скважин, интервалы перфорации и другие прямые и косвенные данные о текущем положении ВНК. При построении карт необходимо проводить математическое моделирование с тщательным воспроизведением истории разработки нефтяных залежей.
Важно отметить, в чем одинаковость этих двух крайних, идейно противостоящих, математических моделей. Хотя первая вероятностная модель - это мысленные построения, это перенос увиденного по одним существующим скважинам на другие, еще не существующие, только проектируемые скважины; а вторая адресная детерминированная модель - это голый факт, это то, что есть на самом деле; но и та и другая модель базируется на трех китах: 1 - на законе Дарси, на законе прямой пропорциональности скорости фильтрации жидкости градиенту давления, а расхода жидкости перепаду давления; 2 - на законе снижения дебита нефти и роста обводненности добывающей скважины при фиксированных условиях ее эксплуатации - на законе прямолинейного снижения дебита нефти в зависимости от накопленного отбора нефти после безводного периода; 3 - на законе снижения дебита нефти нефтяной залежи при фиксированных условиях разработки - на законе прямолинейного снижения дебита нефти залежи в зависимости от накопленного отбора нефти. Общий математический ( алгебраический) вид этих законов одинаков как для первой вероятностной модели, так и для второй адресной детерминированной модели; их различия только в численных значениях коэффициентов пропорциональности и других параметров. Так, в первой вероятностной модели все добывающие скважины одинаковы по подвижным запасам нефти и по конкретному виду закона снижения дебита нефти, но различны по коэффициенту продуктивности, по дебиту нефти и соответственно по темпу отбора подвижных запасов нефти.
В результате проведенных работ приемистость по скважине была снижена с 1289 м3 / сут практически до нуля. После СКО приемистость стабилизировалась примерно 470 м3 / сут. Значительно снизилась обводненность добывающих скважин в зоне влияния.
Нефтеотдача трещиновато-пористых пластов при существующих стационарных способах их разработки остается весьма низкой. В таких пластах нефть сосредоточена в блоках, а движение жидкости происходит в основном по трещинам, проницаемость которых существенно выше проницаемости блоков. Это приводит к быстрой обводненности добывающей скважины нагнетаемой в пласт водой.
Этот период может задаваться априори. Однако, очевидно, что он связан с предельно допустимой обводненностью добывающих скважин, при достижении которой скважина обычно отключается. Поэтому в дальнейшем под периодом разработки будем понимать такой интервал времени ( Т, Тк), при котором в момент Тк все добывающие скважины достигают предельно допустимой обводненности.
При температуре выше 70 С в нем происходит гидролиз карбамида. При этом образующиеся продукты гидролиза вызывают сдвиг протолитического равновесия ионов алюминия, в результате через определенное время по механизму кооперативного явления происходит гидролитическая поликонденсация гидроксокомплексов алюминия и во всем объеме раствора - практически мгновенно образуется гель. Образование его приводит к перераспределению фильтрационных потоков, выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин и снижению обводненности добывающих скважин.
При температуре выше 70 С в нем происходит гидролиз карбамида. При этом образующиеся продукты гидролиза вызывают сдвиг протолитического равновесия ионов алюминия, в результате через определенное время по механизму кооперативного явления происходит гидролитическая поликонденсация гидроксокомплексов алюминия и во всем объеме раствора практически мгновенно образуется гель. Образование его приводит к перераспределению фильтрационных потоков, выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин и снижению обводненности добывающих скважин.
Если скважинные характеристики показывают ухудшение процесса вытеснения в высокопроницаемой части пласта то низкопроницаемые участки играют активную роль в добыче. Так по скважинам крыльевых зон пласта Eg Покровского месторождения было извлечено 57 от всей добычи нефти. Первоочередное обводнение хорошо проницаемой части привело к тому что выработка остаточной нефти, содержащейся в зонах высоких коллекторских свойств пласта, была затруднена при сложившемся гидродинамическом поле ввиду прогрессирующей часто екачкообоазной обводненности добывающих скважин свода, а значительная доля остаточных запасов оказалась сосредоточенной в плохо проницаемых участках крыла.

В промышленных масштабах ОГОТ применяют в АНК Башнефть с 1986 года. На современном этапе максимум внимания уделяется использованию ОГОТ для снижения объемов попутно добываемой воды. Целью масштабного внедрения технологий является выравнивание профилей приемистости нагнетательных скважин, вовлечение в них ранее неработающих интервалов. Соответственно требование по значительной дополнительной добыче нефти и снижению обводненности добывающих скважин становится основным при подборе и разработке новых технологий воздействия.
В разное время в разных условиях при достижении разной нефтеотдачи пластов обводненность отбираемой жидкости бывает разной. В случае разработки водонефтяных пластов или негерметичности скважин в пределах водяных пластов обводненность бывает с самого начала добычи нефти и может быть значительной. А при разработке нефтяных пластов с начала эксплуатации скважин бывает период безводной добычи нефти, который может оказаться довольно продолжительным. Обводненность зависит от вязкости нефти, вернее, от соотношения подвижностей вытесняющей воды и нефти в пластовых условиях. Таким образом, общий накопленный отбор воды зависит от доли посторонней воды, от неравномерности вытеснения нефти, от соотношения подвижностей воды и нефти и от предельной максимальной обводненности добывающих скважин, которая в свою очередь зависит от экономики: от цены нефти на рынке, от налогов и от затрат на добычу нефти.
 
Loading
на заглавную 10 самыхСловариО сайтеОбратная связь к началу страницы

© 2008 - 2014
словарь online
словарь
одноклассники
XHTML | CSS
Лицензиар ngpedia.ru
1.8.11