Текущий отбор - жидкость
Cтраница 2
Эффективность системы внутриконтурногозаводнения при разрезании залежи на блоки особенно четко проявилась при разработке девонских залежей Мухановского месторождения, введенных в разработку в 1955 г. В 1958 г. начато законтурное заводнение девонских пластов Дп и Дш - В 1960 г. объем закачки воды в законтурную область достиг текущего отбора жидкости в пластовых условиях, а затем превысил ее. [16]
При объединении нескольких нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект в несколько раз уменьшаются основные капитальные затраты, пропорциональные общему числу скважин, в несколько раз уменьшаются текущие условно-постоянные экономические затраты, пропорциональные текущему числу скважин, продолжительное время остаются неизменными текущие условно-переменные экономические затраты, пропорциональные текущему отбору жидкости, пока отдельные наиболее проницаемые пласты не достигают предельной максимальной обводненности и предельного минимального дебита нефти, когда их можно выключить из работы. И если эти обводненные нефтяные пласты своевременно изолировать ( а для этого есть пластоперекрыватели, различные химические средства и другое; причем затраты на изоляцию обводненного пласта составляют менее 10 % от затрат на строительство скважины), то вообще снимается проблема различия нефтяных пластов по средней проницаемости; можно объединять пласты самой различной проницаемости. [17]
Известны серьезные доказательства целесообразности своевременного выключения из работы обводненных добывающих скважин, достигших экономически предельно допустимой высокой обводненности отбираемой жидкости. Это уменьшает текущий отбор жидкости, увеличивает текущий отбор нефти и увеличивает нефтеотдачу пластов. [18]
Между тем, из расчетов на модели полимерного заводнения, принятой в БашНИПИнефть ( набор сообщающихся прослоев различной проницаемости), следует, что приемистость нагнетательных скважин после начала закачки полимерного раствора должна снижаться. Должен понижаться и текущий отбор жидкости из добывающих скважин с одновременным уменьшением текущей обводненности добываемой продукции. [19]
При водонапорном режиме основной энергией, продвигающей нефть по пласту, является напор краевых ( или подошвенных) вод. В процессе эксплуатации залежи дебиты и давления остаются почти постоянными, если не нарушается баланс между отбором жидкости из пласта и поступлением воды в пласт. При нарушении этого баланса давление зависит от текущего отбора жидкости. Газовые факторы остаются низкими и постоянными, если не нарушается указанный баланс и давление не падает ниже давления растворимости газа в нефти. Во время эксплуатации наблюдаются непрерывное перемещение контура нефтеносности и обводнение нефтяных скважин. [20]
При водонапорном режиме основной энергией, продвигающей нефть по пласту, является напор краевых или подошвенных вод. В процессе эксплуатации залежи дебиты скважин и пластовые давления остаются почти постоянными, если не нарушается баланс между отбором жидкости из пласта и поступлением воды в пласт. При нарушении этого баланса давление зависит от текущего отбора жидкости. Газовые факторы остаются низкими и постоянными, если не нарушается указанный баланс и да вление не падает ниже давления растворимости газа в нефти. Во время эксплуатации наблюдаются непрерывное перемещение контура нефтеносности и обводнение нефтяных скважин. [21]
Начиная с 1956 г. в качестве нагнетательных использовали 6 - 8 скважин. На-протя-жении всего времени объемы закачки воды были значительно меньше текущего отбора жидкости в пластовых условиях. [22]
На фоне традиционных методов ХВ предложенный способ оценки эффективности осуществляемой системы разработки дает более правдоподобные результаты. Он предполагает сохранение без изменения существующей системы разработки и естественное снижение текущего отбора жидкости на поздней стадии. В то же время и данный метод нуждается в дальнейшем совершенствовании. Применяемые уравнения разработки тоже не охватывают весь период эксплуатации объекта, поэтому трудно судить об эффективности проводимых мероприятий в динамике. В плане совершенствования методов ХВ представляется целесообразным комплексирование аналитических способов прогнозирования с методами компьютерного моделирования процесса разработки на основе современных достижений теории фильтрации многофазной жидкости в трехмерном пространстве с учетом неоднородного строения продуктивных пластов. [23]
Некоторое уменьшение в 1961 г. добычи жидкости и нефти при внутрикоптур-иом заводнении по сравнению с вариантом только законтурного заводнения вызвано остановкой высокодсбитных эксплуатационных скважин, переводимых затем под нагнетание. Ввод нагнетательных скважин разрезающих рядов, а также приближение нагнетательных скважин по верхней пачке к эксплуатационным позволяют увеличить текущий отбор жидкости и нефти. Отбор жидкости увеличивается в основном за счет верхней пачки, как это видно из табл. 9, где приведено соотношение добычи жидкости в верхней пачке к добыче жидкости со всего пласта для обоих вариантов в процентах. [24]
С первых лет освоения нагнетания и по настоящее время объемы закачки воды в целом по залежи систематически превышали текущий отбор жидкости из пласта, а с 1956 г. - и накопленный. [25]
АзНИПИнефтью разработана технология крепления и состав на цементно-карбонатной основе ( ЦКС), который образует в призабойной зоне прочный и проницаемый барьер. Авторы утверждают, что в результате применения разработанного способа крепления имеет место увеличение межремонтного периода работы скважин за счет уменьшения или полного прекращения песка из пласта в скважину, уменьшения абразивного износа оборудования и увеличения текущих отборов жидкости созданием более глубоких депрессий на пласт. [26]
 |
Схема опытного участка ВГ. [27] |
В начальный период - минимальная добыча, а в последующем - неуклонный ее рост, связанный с освоением системы воздействия, преодолением осложнений, проведением комплекса геолого-технических мероприятий и др. При высокой и относительно стабильной обводненности ( 92 - 95 %) указанная динамика обусловлена динамикой текущего отбора жидкости. В течение, по крайней мере, 3 - 4 месяцев после инициирования горения ( с мая 1979 г.) текущий отбор снижался и достиг минимального значения, а к концу этапа стал устойчиво повышаться. [28]
На III стадии разработки, когда возрастают объемы добываемой жидкости, могут сказываться ограничения в пропускной способности систем сбора. При этом процесс разработки происходит при непрерывно изменяющихся объемах и соотношениях объемов добываемой нефти и воды. Максимальные текущие отборы жидкости обычно превышают максимальные текущие отборы нефти и не совпадают с ними во времени. Поэтому системы сбора бывают загружены на полную мощность не на всем протяжении процесса разработки, который необходимо регулировать так, чтобы полнее использовать существующие промысловые сооружения. По содержанию воды в добываемой продукции скважины могут быть безводными, с низким и высоким процентом воды. Число скважин, имеющих высокую обводненность продукции, постепенно увеличивается. При этом длительное время на месторождении одновременно эксплуатируются скважины всех степеней обводненности. [29]
В момент времени X, т, месторождение оказывается полностью разбуренным и отбор воды из законтурной области стабилизируется. В момент т т, начинают вводить в эксплуатацию нагнетательные скважины в законтурной области и приток из нее воды, затрачиваемой на компенсацию отбираемой жидкости из нефтеносной части месторождения, уменьшается. При этом текущий отбор жидкости, остающийся неизменным, частично компенсируется закачкой воды в пласт и ее притоком из законтурной области. [30]
Страницы: 1 2 3