Большая техническая энциклопедия
2 4 7
D L N
А Б В Г Д Е Ж З И Й К Л М Н О П Р С Т У Ф Х Ц Ч Ш Щ Э Ю Я
ТА ТВ ТГ ТЕ ТИ ТО ТР ТУ ТЩ ТЯ

Темп - рост - обводненность

 
Темп роста обводненности сохраняется с 2001 г. и составляет почти 7 % в год. Таким образом, снижение добычи нефти по переходящему фонду скважин объясняется ростом обводненности продукции, причины которого изложены выше.
Динамика обводнения скважин Павловского ( а и Ярино-Каменноложского. Темпы роста обводненности скважин водонефтяных зон в значительной степени определяются интенсивностью процесса конусообразо-вания. Последний зависит от степени анизотропности пласта, соотношения вязкостей нефти и воды, создаваемых депрессией на пласт. В большинстве случаев для водонефтяных зон характерно появление воды в начальный период эксплуатации скважин.
Естественно, на темпы роста обводненности оказывают влияние и другие геолого-технологические факторы, в том числе и рассредоточенное размещение добывающих и нагнетательных скважин по площади объектов, различие приемистости нагнетательных скважин и давлений закачки, динамика темпов отбора жидкости.
Пример определения текущего ВНК по данным электрометрии. Как видно из графиков эксплуатации, темпы роста обводненности продукции в пластах без литологического экрана значительно выше темпов роста обводненности продукции в пластах с литологическим экраном. Следовательно, перфорация скважины значительно выше точки с критическим сопротивлением может явиться причиной снижения скорости подъема ВНК, особенно при наличии литологических экранов, что приведет к ухудшению выработки пласта.
Получены убедительные геолого-промысловые результаты: снизился темп роста обводненности добываемой продукции, увеличилась добыча нефти, уменьшился отбор воды. На 1 т реагента по разным участкам воздействия дополнительно добыто от 110 до 420 т нефти.
После появления воды в скважинах III и IV рядов темпы роста обводненности были значительно ниже, чем по скважинам I и II рядов, причем за водный период эксплуатации из последних извлечено значительно меньше нефти.
Зависимость накопленной добычи. После появленк-я воды в скважинах III и IV рядов темпы роста обводненности были значительно ниже, чем по скважинам I и II рядов, причем за водный период эксплуатации из последних извлечено значительно меньше нефти.
С увеличением расстояний между скважинами в рядах повышается в начальной стадии темп роста обводненности продукции, добываемой из залежи, и снижается конечный коэффициент охвата залежи заводнением. Но увеличение безводной добычи нефти из второго ряда скважин, за счет удаления его от контура нефтеносности, обусловливает временное превышение текущего коэффициента охвата залежи заводнением ( для конкретной обводненности) даже при разрежении сетки скважин. При более высоких неоднородности пласта и различии свойств нефти и воды влияние параметров сетки скважин на коэффициент охвата увеличивается.
Анализ показателей разработки пласта Д1 показывает стабилизацию добычи нефти, снижение темпа роста обводненности.
Анализ данных разработки пласта Д ( показывает стабилизацию добычи нефти, снижение темпа роста обводненности и в последние годы наблюдается стабилизация и уменьшение текущего водного фактора.
Здесь пластовое давление в добывающих скважинах возросло, дебит ы увеличились вдвое, темпы роста обводненности не увеличились.
Общая характеристика различных подгрупп НГДУ.| Удельный вес отдельных подгрупп НГДУ по возрастам ( в %.
В первые годы разработки месторождения массовый ввод новых скважин с незначительной обводненностью добываемой продукции сдерживает темпы роста обводненности продукции в целом по НГДУ.
Типичные графики изменения обводненности п, после закачки композиции для скв. 13240 ( 1, 13241 ( 2, 13283 ( 3. По группе высокообводненных скважин, при содержании воды более 60 %, наблюдается существенное снижение темпа роста обводненности добываемой продукции.
Как видно из графиков эксплуатации, темпы роста обводненности продукции в пластах без литологического экрана значительно выше темпов роста обводненности продукции в пластах с литологическим экраном. Следовательно, перфорация скважины значительно выше точки с критическим сопротивлением может явиться причиной снижения скорости подъема ВНК, особенно при наличии литологических экранов, что приведет к ухудшению выработки пласта.
В текущей пятилетке на большинстве месторождений Западной Сибири намечено осуществить циклическое заводнение, что позволит повысить темпы отбора нефти из залежей, уменьшить темпы роста обводненности продукции.
Дополнительная добыча нефти в результате закачки водных растворов композиций НПАВ достигается за счет влияния двух факторов: снижения обводненности добываемой жидкости в интервале времени t t2 ( рис. 5.10); удержания роста или снижения темпа роста обводненности продукции скважин после закачки водных растворов композиции химреагентов.
Высокие темпы отбора нефти, сохраняющиеся в течение длительного времени, способствуют, в условиях значительных водоплавающих зон и неоднородности параметров пластов, быстрому обводнению скважин. Темпы роста обводненности нефти по месторождениям достигают 4 - 6 % в год.
В условиях Арланского месторождения при водонапорном режиме неизбежным и естественным является обводнение добывающих скважин и продуктивных пластов. На темп роста обводненности продукции скважин оказывает влияние повышенная вязкость и проявление структурно-механических свойств пластовых нефтей.
Областью применения являются пласты с высокой степенью выработанное, более выдержанные по геологическим параметрам. Технологический эффект вначале проявляется в виде снижения темпа роста обводненности добываемой продукции скважин.
Раздельный сбор безводной и обводненной нефти осуществляется на Усть-Балыкском, Трехозерном и других месторождениях, что дало возможность решить проблему подготовки нефти с наименьшими единовременными капитальными вложениями. Эффективность системы во многом определяется продолжительностью безводного периода разработки месторождения и темпами роста обводненности добываемой продукции. При этом необходимо учитывать, что добыча жидкости из обводненных скважин достигает максимума на последнем этапе разработки, когда суммарная добыча нефти значительно падает. В связи с этим максимальное количество добываемой обводненной нефти и необходимая мощность установок по подготовке нефти уменьшаются на 30 - 40 % по сравнению с показателями при совместном сборе нефти.
Необходимым условием успешности ГРП является обеспеченность запасами в зоне дренирования скважины. При отборе более 75 % от потенциально извлекаемых запасов возникает вероятность увеличения темпов роста обводненности при проведении ГРП.
По I блоку до внедрения очагового заводнения ( 1972 - 1974 гг.) нефтеотдача была одного порядка с полученной по другим блокам, но в дальнейшем темпы ее роста стали ниже. С внедрением очагового заводнения значительно увеличивались темпы отбора жидкости, но при этом повышались и темпы роста обводненности и ВНФ.
В начальный период при поддержании пластового давления после прорыва воды обводненность жидкости в залежах высоковязкой нефти резко повышается. Рост нефтеотдачи в этот период значительно отстает, а в поздней стадии, наоборот, превалирует над темпом роста обводненности жидкости.
Гужновского [3] по существу направлены на совершенствование упомянутой выше методики, основанной на планировании добычи жидкости и прогнозе процента ее обводненности, в динамике которой автор выделяет три характерных периода. Эти рекомендации вряд ли повысят точность прогноза обводненности, поскольку они не содержат предложений и методов, поясняющих природу и причины того или иного темпа роста обводненности, а без определения этих причин трудно ожидать достаточной точности прогноза.
Технология направлена на повышение коэффициента нефтеотдачи за счет увеличения охвата воздействием при заводнении, достигаемого закачкой через добывающие и нагнетательные скважины реагента, способного образовывать гели непосредственно в пластовых условиях. Образующиеся в пласте гели сдерживают прорыв закачиваемой воды к забоям добывающих скважин через высокопроницаемые зоны, что приводит к увеличению коэффициента охвата фильтрацией и отражается на величине и темпе роста обводненности добываемой продукции.

Технология направлена на повышение коэффициента нефтеотдачи за счет увеличения охвата пласта воздействием при заводнении, достигаемого закачкой через нагнетательные скважины реагента, способного образовывать гели непосредственно в пластовых условиях. Образующиеся в пласте гели сдерживают прорыв закачиваемой воды к забоям эксплуатационных скважин через высокопроницаемые зоны, что приводит к увеличению коэффициента охвата пласта фильтрацией и отражается в виде снижения величин и темпов роста обводненности добываемой продукции.
Поэтому в продукции, добываемой из первого ряда скважин, вода появляется с самого начала эксплуатации. Второй ряд скважин удален от внутреннего контура нефтеносности на 2а и до некоторого момента продукция из него будет безводной. С увеличением расстояния между скважинами в первом ряду повышается темп роста обводненности продукции в зависимости от охвата в начальной стадии и снижается конечный коэффициент охвата заводнением, особенно в условиях неоднородного пласта и цв и. То же самое происходит при увеличении расстояния между скважинами второго ряда и при сохранении неизменным расстояния его от контура нефтеносности.
Распределение добывающих скважин I ( а, II ( б, III ( в опытных участков Вятской площади по характеру изменения обводненности продукции. Как показывают результаты многочисленных лабораторных исследований, при вытеснении остаточной нефти из моделей пористых сред на поздней стадии разработки происходит кратковременное снижение обводненности вытесняемой жидкости. При этом содержание воды уменьшается до определенного значения и затем увеличивается. При использовании менее эффективных нефтевытесняющих агентов может и не наблюдаться уменьшение обводненности жидкости. В этом случае эффективность метода определяется степенью уменьшения темпа роста обводненности продукции скважин.
Чв рисунка видно, что обводненность некоторого количества скважин ученьшилась-точки на координатной плоскости расположились ниже прямо, что укаэываетя на повышенную эффективность мероприятия. Заслуживает внимания и скважины, обводненность продукции которых осталась постоянном, т.е. пре - кратился дальнейшим рост обводненности. В результате увеличения отбора жидкости у значительного количества скважин происходит увеличение темпа роста обводненности. Однако следует отметить, что рост темпа обводненности продукции егае не означает неэффективность увеличения отбора жидкости. Оценка степени технологической эффект внос мероприятия по это группе скважин должна прсиавод ться дифференцированно.
В настоящее время ряд крупнейших девонских месторождений ( Туймазинское, Шкаповское, Серафимовская группа) находятся в поздней стадии разработки. Накопленная добыча нефти по девонским месторождениям составляет 70 - 90 % от начальных извлекаемых запасов. Уровень добычи нефти падает при интенсивном обводнении продукции скважин. Обводненность продукции скважин в среднем по - месторождениям достигла 70 - 80 %, то есть на каждую тонну добытой нефти приходится до 2 - 3 м3 попутной воды. Темп роста обводненности нефти по ним за последние годы составил 5 - 10 % в год. С водой эксплуатируется от 86 до 100 % фонда действующих скважин. Механизированным способом эксплуатируется около 90 % фонда скважин.
Динамограммы работы ШГН в условиях отложения НОС. Отложение НОС в трещинах ПЗП и перфорационных каналах приводит к уменьшению дебита скважины. Отложение солей будет происходить там, где поступают и перемешиваются несовместимые воды. По мере отложения солей приток воды в скважину уменьшается. В поровых каналах ПЗП и перфорационных каналах, по которым фильтруется нефть, отложение солей не происходит. В результате этого содержание воды в продукции скважины уменьшается или замедляется темп роста обводненности во времени.
Анализ характера изменения обводненности добываемой жидкости на опытных объектах показал, что по значительной части скважин обнаруживается существенное снижение обводненности добываемой жидкости. Это обстоятельство является важным доказательством улучшения выработанности запасов нефти за счет более полного вытеснения нефти из пористой среды и увеличения охвата пласта воздействием. Установлены зависимости в характере изменения обводненности. На малообводненных скважинах, в продукции которых содержание воды не превышает 15 %, в течение всего промыслового эксперимента ( более 7 лет) обводненность практически не меняется и находится на уровне, соответствующем значениям на начало эксперимента. При начальной обводненности от 15 - 20 % до 60 - 70 %, как правило, происходит снижение обводненности в течение 6 - 7 лет. На скважинах с начальным содержанием воды в продукции более 70 % наблюдается снижение темпа роста обводненности в течение всего анализируемого периода.
 
Loading
на заглавную 10 самыхСловариО сайтеОбратная связь к началу страницы

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