Cтраница 3
Таким образом, значительный и постоянно увеличивающийся фонд малодебитных скважин, низкий коэффициент полезного действия установленного на этих скважинах насосного оборудования, частые его ремонты в случае непрерывной эксплуатации, простои скважин в ожидании ремонтов из-за перегруженности бригад подземного ремонта, высокая обводненность добываемой продукции вынуждают переводить указанные скважины на периодическую эксплуатацию, несмотря на возможные потери в добыче нефти. [31]
На ранних стадиях разработки пластов современные методы регулирования заводнением, основанные на гидродинамическом воздействии на пласт, способствуют увеличению охвата пластов заводнением не вовлеченных в разработку участков. В условиях высокой обводненности добываемой продукции после образования промытых зон, по которым фильтруется основной объем нефтевытесняющего агента, они не обеспечивают полного охвата пластов заводнением. В условиях высокой обводненности не эффективны известные физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов с применением ПАВ, кислот, щелочей, растворителей. [32]
При разработке водоплавающих залежей нефти приходится сталкиваться с определенными трудностями. Главная из них - высокая обводненность добываемой продукции при сравнительно низких текущих коэффициентах нефтеотдачи. Особенно трудное положение с выработкой запасов складывается при разработке водоплавающих залежей нефти высокой вязкости. Примером может служить разработка Сакловского участка Арланского нефтяного месторождения. Основные запасы нефти в пределах этого участка приурочены к VI пласту ( проницаемость &-15 д, пористость т - 22 %), который в этой части полностью подстилается водой. [33]
Высокая вязкость нефти ( 15 - 200 МПа-с) создает значительные осложнения при разработке на любом режиме и особенно затрудняет применение методов поддержания пластового давления Кроме того, нефти высокой вязкости в большинстве случаев обладают аномальными свойствами, что вызывает дополнительные затруднения при разработке. На практике эти осложненные условия приводят к высокой обводненности добываемой продукции при весьма низких текущих значениях коэффициентов нефтеотдачи. Наиболее характерной особенностью механизма вытеснения высоковязких нефтей является неустойчивость фронта, то есть образование узких языков обводнения, между которыми остаются целики невыработанной нефти. Неустойчивость вытеснения усугубляется при проявлении неньютоновских свойств нефти Для выработки целиков нефти необходимо дополнительное бурение - уплотнение сетки. На месторождениях с высоковязкой нефтью очень мал период безводной эксплуатации; для достижения сравнительно высоких коэффициентов использования запасов необходима прокачка больших объемов воды, эквивалентных 10 - 15 объемам пор залежи. [34]
Мортымья-Тетеревское нефтяное месторождение, введенное в эксплуатацию в 1966 г., в настоящее время находится на IV стадии разработки. Для данной стадии характерны большая выработка извлекаемых запасов и высокая обводненность добываемой продукции. Значительные затраты на добычу и утилизацию попутной воды делают нерентабельной эксплуатацию высокообводненных скважин. [35]
Продуктивные пласты ОАО НК ЛУКОЙЛ характеризуются высокой зональной и послойной неоднородностью, низкой начальной нефтенасыщенностью и проницаемостью, а также наличием обширных водонефтяных зон. Большинство высокопродуктивных залежей находится на поздней или заключительной стадии разработки, характеризующейся падением добычи нефти и высокой обводненностью добываемой продукции. Задачи стабилизации добычи нефти, увеличения нефтеотдачи и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых и остаточных запасов в настоящее время невозможно решать без применения современных методов увеличения нефтеотдачи пластов. [36]
Объект воздействия должен находиться, как правило, в стадии падающей добычи нефти или завершающейся стадии разработки залежи. Технология может быть применена на объектах, находящихся в более ранних стадиях разработки; в случаях когда высокая обводненность добываемой продукции достигнута из-за резкого прорыва закачиваемой воды или внутрипластовых перетоков; по отдельным монолитным высокопроницаемым пропласткам, толщиной менее 50 % от общей вскрытой перфорированной толщины пласта. [37]
Объект воздействия должен находиться, как правило, в стадии падающей добычи нефти или завершающейся разработки залежи. Технология может быть применена на объектах, находящихся в более ранних стадиях разработки, в случаях когда высокая обводненность добываемой продукции достигнута из-за резкого прорыва закачиваемой воды по отдельным монолитным высокопроницаемым пропласткам толщиной менее 50 % от общей вскрытой перфорированной толщины продуктивного пласта. [38]
Обобщенные результаты промысловых испытаний и внедрения метода на месторождениях Башкортостана ( см. табл. 36) показывают, что данное направление по применению осадкообразующих композиций на основе щелочных соединений является эффективным методом увеличения нефтеотдачи заводненных пластов и рекомендуется к внедрению на терригенных отложениях, как метод выработки остаточных запасов нефти. Анализ эффективности внедрения данного метода показывает, что применение его наиболее обосновано на участках с приемистостью скважин свыше 100 м3 / сут и достаточно высокой обводненностью добываемой продукции. [39]
Исходя из имеющегося опыта и исследований, импульсное воздействие на пласты рекомендуется осуществлять в первую очередь на таких месторождениях, как Якушкинское, Арланское, Осинское, Карабулак-Ачалукское и других, обладающих высокой вязкостью нефти или резкой неоднородностью пластов по мощности. При искусственном заводнении залежей цикличная закачка воды целесообразна в начальной стадии разработки, тогда как при естественном водонапорном режиме разработки залежей цикличный отбор жидкости допустим лишь на конечной стадии, в период высокой обводненности добываемой продукции. [40]
Высокая вязкость нефти ( 15 - 200 мПа - с) значительно осложняет разработку на любом режиме и особенно затрудняет применение методов поддержания пластового давления. Кроме того, нефти с высокой вязкостью в большинстве случаев обладают аномальными свойствами, что вызывает дополнительные затруднения при разработке. На практике эти осложненные условия приводят к высокой обводненности добываемой продукции при весьма низких текущих значениях коэффициентов нефтеотдачи. Так проявляется своеобразие механизма вытеснения нефти повышенной вязкости водой. Наиболее характерной особенностью механизма вытеснения высоковязких нефтей является неустойчивость фронта, т.е. образование узких языков обводнения, между которыми остаются целики невыработанной нефти. Неустойчивость вытеснения усугубляется при проявлении неньютоновских свойств нефти. Для выработки целиков нефти необходимо дополнительное бурение - уплотнение сетки. [41]
Данная проблема актуальна, не только для Мортымья-Те - теревского месторождения, но и для ТПП Урайнефтегаз в целом. Основные месторождения, разрабатываемые ТПП Урайнефтегаз находятся на III и IV стадиях разработки, доля нефти, добываемой из этих месторождений, составляет свыше 70 % от общей добычи предприятия. Именно в условиях высокой выработки запасов и высокой обводненности добываемой продукции возрастает роль различных методов ПНП. Анализ фонда скважин в целом по ТПП Урайнефтегаз показывает, что с обводненностью более 90 % работают 648 скважин. Учитывая скважины, находящиеся в консервации из-за высокой обводненности, проведение мероприятий, направленных на ее снижение, требуется на 772 скважинах. Потенциальный прирост дебитов по данным скважинам составляет от 2 до 15 т / сут, а суммарный дебит достигает 2936 т / сут. [42]
Особенно важно развитие существующих и создание новых методов контроля за процессом разработки в условиях разработки залежей с применением заводнения на многопластовых месторождениях с неоднородными коллекторами. Современное состояние и научный уровень этих методов требуют дальнейшего развития. Решение этой проблемы сдерживается отсутствием соответствующей аппаратуры, позволяющей производить необходимые измерения в условиях механизированной работы скважин, высокой обводненности добываемой продукции, герметизированной системы сбора и транспорта нефти. [43]
При геологической неоднородности активный процесс вытеснения нефти водой происходит во всем объеме пласта в пределах охваченной заводнением площади. Поэтому в каждом сечении заводненного пласта могут находиться участки, до которых фронт вытеснения еще не дошел или которые обойдены вытесняющей водой. Этот параметр определяется отношением объема пласта, в котором происходит фильтрация нагнетаемой воды и вытесняемой нефти, к общему объему пласта в пределах охваченной заводнением площади. В случае заводнения пласта, представленного чередованием слоев различной проницаемости, достижение высоких значений охвата по мощности может быть сопряжено с необходимостью прокачки через пласт значительных объемов воды и, следовательно, с высокой обводненностью добываемой продукции. [44]
При разработке нефтяных месторождений на участках с низкими значениями градиентов давления возможно образование застойных зон, в которых нефть остается неподвижной за счет целого ряда причин. Наиболее благоприятными условиями для образования застойных зон являются литолого-фациальная, а также зональная неоднородность пласта и высокая вязкость нефти. При режиме вытеснения нефти водой в этих условиях на определенном этапе разработки происходит разделение залежи на промытые и застойные зоны. На участках с низкой проницаемостью, а также на участках с низкими градиентами давления образуются застойные зоны, насыщенные практически неподвижной нефтью. В результате при высокой обводненности добываемой продукции и залежи значительные запасы нефти могут еще находиться в застойных зонах. [45]