Cтраница 1
Отключение обводненных скважин, а также изоляция обводненных слоев и пластов являются способами регулирования разработки, в результате применения которых уменьшается суммарный отбор воды и увеличивается конечная нефтеотдача. [1]
При определении оптимальных условий отключения обводненных скважин на Туймазинском месторождении: заложены два критерия оптимальности, выражающиеся в получении максимальной суммарной добычи нефти и максимальной суммарной прибыли за заданный срок разработки. [2]
В работе [ 18J выдвигается требование, чтобы дебит нефти до и после отключения обводненных скважин был одинаков. При этом предполагается, что так будет достигнут минимальный срок разработки. [3]
В этих условиях требуются творческий подход к реализации проектных рекомендаций, полная мобилизация всех сил и резервов для ликвидации простоев эксплуатационных скважин, обоснованное отключение обводненных скважин. [4]
Построение характеристик вытеснения по 161 добывающим скважинам, окружающим отключаемую из-за обводнения скважину, показало, что выделяются три вида характеристик: ухудшение, улучшение и неизменность процесса вытеснения после отключения обводненной скважины. [5]
На поздней стадии разработки с применением заводнения управление движением жидкости к забоям скважин сводится к выбору оптимальных темпов разработки отдельных участков ( зон) разработки, при которых достигается высокая текущая нефтеотдача, что практически осуществляется установлением оптимальных объемов закачки воды и давлений на линии нагнетания и в зоне отбора; выбором способов эксплуатации скважин и оптимального режима их работы вплоть до отключения обводненных скважин; применением методов изоляции обводненных пропластков и выравниванию профилей приемистости. [6]
Эксплуатацию большинства обводненных скважин необходимо продолжать до достижения 97 - 100 % - ной обводненности продукции с целью выработки запасов нефти из поровой емкости коллектора. Отключение обводненных скважин из эксплуатации и возврат их на вышележащие объекты следует проводить после опробования метода изменения направления потока флюидов переносом фронта заводнения. [7]
Однако Бавлинский эксперимент позволяет оптимистически смотреть на отключение обводненных скважин. Скважины, остановленные в процессе эксперимента и находящиеся в нефтяной зоне, при дальнейшей эксплуатации месторождения оказались в зоне промытой водой. [8]
Рациональная степень обводнения скважин и время их отключения должны быть предусмотрены в проектных документах для каждой конкретной залежи. В зависимости от текущих задач, стоящих перед разработкой каждой залежи, отключение обводненных скважин определяется исходя из различных критериев оптимальности. Многочисленными исследованиями в этой области установлено, что рациональная ( оптимальная) обводненность продукции при отключении скважин находится в пределах 80 - 95 % при всех технологических и технико-экономических критериях и тем выше, чем больше соотношение вязкостей нефти и воды. [9]
В этой методике принимается, что динамика текущей добычи нефти и расчетная добыча жидкости при неизменных условиях разработки подчиняются показательному закону. В отличие от традиционных методов ХВ, в данном случае отбор жидкости будет снижаться по мере отключения обводненных скважин, что характерно для поздней стадии разработки. Кроме того эта методика учитывает изменяющиеся во времени условия разработки. [10]
В связи с этим возрастает вероятность преждевременного обводнения значительной части добывающих скважин. Этот процесс усугубляется неодновременным вводом новых добывающих скважин в элементе системы после начала закачки воды, продолжительными остановками отдельных скважин для подземного и капитального ремонта, отключением обводненных скважин, существенными различиями в дебитах скважин и др. Вследствие своеобразной конфигурации линий тока при площадном заводнении между скважинами могут формироваться целики ( застойные зоны) нефти. [11]
Продолжительная эксплуатация скважин с высоким содержанием воды приводит к снижению уровня добычи нефти по залежи, увеличению сроков разработки и себестоимости продукции. Это происходит, как известно, в результате снижения дебитов безводных скважин за счет их взаимодействия с обводненными скважинами. Отключение обводненных скважин способствует росту производительности безводных и малообводненных участков залежи. [12]
Промысловым опытом доказано, что показатели разработки обширных водонефтяных зон с самостоятельной сеткой скважин и автономным внутриконтурным заводнением значительно лучше аналогичных показателей, достигаемых при законтурном заводнении. Эффективность разработки обширных водонефтяных зон может быть повышена за счет применения различных методов изменения направления потоков, циклического заводнения и других методов регулирования. При этом вопросы обоснования плотности сетки скважин, количества резервных скважин, условий отключения обводненных скважин и частей пласта, технического обеспечения подъема больших объемов жидкости должны решаться с учетом опыта разработки нефтяных залежей на поздней стадии с применением заводнения. [13]
Рассмотренные выше примеры показали, что по симплексным таблицам можно установить также и процент воды, при котором скважину следует отключать. Весьма важным: является то обстоятельство, что по мере увеличения процента воды отбор жидкости из скважины не следует уменьшать, а продолжать максимально возможными темпами. В момент достижения определенного уровня обводненности, скважину нужно полностью закрыть. Таким образом, появление воды в продукции не требует изменения технологического режима эксплуатации скважин с точки зрения достижения максимальной добычи нефти из залежи. С появлением воды возникает новая задача - определение оптимальных условий отключения обводненной скважины. Эта задача будет рассмотрена в дальнейшем. [14]
Сначала обводненность нарастала сравнительно медленно. Так, по пластам Д1 и ДП Серафимовско-Константиновско - Леонидов-ского месторождения при обводнении продукции по 6 - 7 % было отобрано 47 % извлекаемых запасов нефти. По пластам Д1 и ДП Туймазинского и Д1У Шкаповского месторождений при обводнении до 5 - 10 % отобрано более 35 - 40 % извлекаемых запасов нефти. По пласту Д1 Шкаповского месторождения при обводнении до 5 % отобрано около 14 % извлекаемых запасов нефти. После обводнения до 5 - 10 % темпы обводнения девонских залежей резко возрастают, достигая 4 - 12 % в год. По некоторым объектам ( Д1 и ДП Туймазы, Д1 Шкапово, ДП Константиновка) темпы обводнения нарастают. Колебания прироста обводненности связаны с отключением обводненных скважин, увеличением отбора нефти из безводных и малообводненных скважин, изменениями в системах разработки. [15]