Большинство - добывающая скважина
Cтраница 1
Большинство добывающих скважин работает при совместной перфорации обеих продуктивных пачек. По перфорации продуктивных пачек добывающие и нагнетательные скважины разбиваются на три группы: в 11 % скважин перфорирована только верхняя пачка, в 11 % скважин только нижняя пачка ив 78 % скважин перфорированы обе пачки. Из 31 действующей нагнетательной скважины - очаговые скв. [1]
Большинство добывающих скважин ( 146 скв) были пробурены в пределах периферийных участков ( ВНЗ) горизонта Д I. [2]
Большинство добывающих скважин имеет высокий дебит ( 240 - 480 м / сут), низкое содержание нефти в продукции ( 5 %) и эксплуатируется электрическими погружными насосами; лишь на некоторых из скважин с низким дебитом используются штанговые насосы. [3]
Эта информация в большинстве добывающих скважин, особенно в случаях вскрытия перфорацией нескольких пластов, требует уточнения путем проведения исследований методами глубинной потокометрии. [4]
По результатам СпецГИС выделяют два типа обводнения: компактный, характерный для большинства добывающих скважин, и послойный, отмечаемый в отдельных скважинах. Промыслово-геофи-зические исследования, выполненные в нагнетательных скважинах, показывают, что в пласте Ду 2 практически все эффективные прослои, имеющие широкое распространение в пределах залежи, охвачены заводнением. [5]
После прекращения фонтанирования высокопродуктивные скважины эксплуатируются газлифтным способом или с помощью погружных центробежных электронасосов, а низкопродуктивные - штанговых скважинных насосов. Большинство добывающих скважин ( 60 %) оборудованы ШСН, хотя ими добывается лишь 16 1 % нефти. Минерализованную пластовую воду закачивают обратно в пласты для поддержания давления и предотвращения загрязнения окружающей среды. [6]
В России основная доля нефти добывается из месторождений, разрабатываемых с поддержанием пластового давления закачкой воды в залежь. Обводненность скважинной продукции достигла 70 - 80 % об. Большинство добывающих скважин достаточно быстро проходят стадию безводной добычи нефти. [7]
В начальный период разработки происходило усиленное дренирование отложений объекта III ( среднего и верхнего карбона), так как большинство добывающих скважин вскрывало именно эти отложения. [8]
 |
Схема размещения скважин в зонах УКПГ-6 и УКПГ-7. [9] |
Затем для нагнетательных скважин были отобраны те из них, которые по преимуществу имеют пробуренный забой ниже поверхности первоначального газоводяного контакта. Такой выбор сделан по следующим соображениям. Хотя большинство отобранных добывающих скважин перед переводом их на нагнетательные потребует обязательного ремонта, тем не менее в скважинах с глубоким забоем будет легче осуществить вскрытие ниже поверхности первоначального газоводяного контакта или вблизи от него. Такое вскрытие будет необходимо, чтобы исключить быстрый прорыв закачиваемого азота в чисто газовую часть пласта и к добывающим скважинам. [10]
Однако в условиях Оренбургского месторождения продуктивные отложения во многих скважинах частично или полностью перекрыты НКТ, уровень жидкости доходит до башмака, а в полностью обводнившихся скважинах - до устья. Кроме того, для многих скважин характерно плохое состояние забойной зоны: наличие осадка, пробок. Вышеуказанные причины исключают возможность применения в большинстве добывающих скважин наиболее эффективного газодинамического метода - дебитометрии. Этим методом было исследовано всего 14 скважин. Из них в семи результаты не были получены из-за наличия в НКТ жидкости, заполняющей стволы скважин. [11]
Для газоконденсатных месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки ( Р Рмк), предложен способ разработки остаточных запасов углеводородов, основанный на нагнетании в пласт сухого неравновесного по отношению к пластовой смеси углеводородного газа. Реализация технологии на двух крупных полигонах Вуктыльского ГКМ с 1993 - 1997 годов подтвердила, что способ является средством не только повышения газоконденсатоотдачи пласта, но и увеличения продуктивности скважин, поскольку процесс осуществляется в области давлений, где равновесие смещено в сторону нормального испарения. Из рис. 5 видно, что за несколько лет на большинстве добывающих скважин полигона в районе УКПГ-1 продуктивность существенно возросла. [12]
Постоянное дилатационное поле быстро затухает и охватывает воздействием зону, прилегающую к самой возбуждающей скважине. Низкочастотное волновое поле затухает мало и имеет достаточно высокую интенсивность в точках, удаленных от ствола возбуждающей скважины на расстояния до 2 - 3 км, соизмеримые с длиной генерируемых волн. Во всей этой зоне стимулируется фильтрация жидкости и улучшаются технологические показатели большинства добывающих скважин. [13]
Из представленных в данной главе данных следует, что большинство нефтяных месторождений в силу неоднородности коллекторов как по вертикали, так и по горизонтали обводняются закачиваемой водой весьма неравномерно. Водная фаза прорывается по наиболее проницаемой части пласта к добывающим скважинам, в результате отсекаются целики нефти, а также загружаются система сбора, транспорта и узлы переработки нефти и воды. В основном закачиваемая вода не выступает активной нефтевытесняющей средой, так как в большинстве добывающих скважин она составляет более 90 % по объему и участвует в замкнутой системе наподобие балластной воды. Огромные объемы отбираемой воды весьма усложняют процесс добычи и подготовки нефти. Значительно возрастают издержки на мероприятия по защите трубопроводов и оборудования от коррозии, энергетические затраты на транспорт, сепарацию, подготовку нефти и воды, а также защиту окружающей среды. [14]
Следует отметить, что все 8 пластов неравномерно присутствуют как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах. Это свидетельствует о том, что в пределах опытных участков наблюдается значительная зональная неоднородность указанных пластов как по площади, так и по толщине горизонта Дг Кроме зональной неоднородности наблюдается и слоистая неоднородность, обусловленная заметным различием показателей пористости и проницаемости. В то же время наиболее высокие показатели этих параметров наблюдаются по пласту Б3 в большинстве добывающих скважин опытного участка. Различие в кол лекторских свойствах пластов сказывается на показателях разработки горизонта в целом, что выражается, в основном, в неравномерной выработке пластов. [15]
Страницы: 1 2