Получение - безводная нефть
Cтраница 1
Получение безводной нефти в первый месяц эксплуатации скважины следует связывать с гидрофобизацией вновь образовавшихся при гидроперфорации каналов катионоактивным ПАВ ( КПАВ) - ИВВ-1. В то же время на других скважинах ( 38636 5387, 5151) Суторминского месторождения были проведены хоть и вторичные ( после кумулятивной перфорации) операции вскрытия продуктивных пластов гидроперфорацией, но на них также отмечалось существенное ( на 50 %) снижение обводненности продукции скважин, вплоть до отсутствия воды. [1]
Для получения безводной нефти из обводнившейся скважины рекомендуется извлекать раздельно нефть и воду. Для этого необходимо путем регулирования совмещать уровень раздела воды и нефти в скважине с тем же уровнем в пласте и располагать фильтры по разные стороны уровня раздела. [2]
По пласту BI нижнюю границу нефтенасыщенности для получения безводной нефти установить по скважинам не удалось, так как пропластки со слабой нефтенасыщенностью не перфорируются, а имеющиеся три перфорируемых участка с насыщенностью 29, 39 и 43 %, по-видимому, не работают. Однако имеющийся промысловый материал по другим пластам и результаты лабораторных исследований позволяют говорить о предельной нефтенасыщенности этого пласта для получения безводной нефти около 45 - 50 % в зависимости от создаваемой депрессии. [3]
 |
Схема оборудования скважины, вскрывшей подошвенную воду, с раздельным подъемом нефти и воды. [4] |
В настоящее время существует много способов, обеспечивающих получение безводных нефтей в количествах, выше предельных. Одним из таких методов является эксплуатация с раздельным отбором нефти и воды. [5]
Затем скважины осваивали компрессорным способом в течение 10 - 48 ч до получения безводной нефти. СШН на постоянном режиме и гидродинамических исследований ( замер дебита, снятие кривой восстановления уровня) скважины глушили пластовой водой с рв1 18 г / см аналогично глушению перед текущими ремонтами и повторной опрессовкои отсекающих устройств. [6]
Значит, нефтеотдача с площади, охваченной процессом заводнения, за время получения безводной нефти может быть оценена только как сумма переменных величин нефтеотдачи для отдельных секций залежи в пределах контура заводнения. [7]
Таким образом, анализ промысловых материалов и имеющихся лабораторных исследований показал, что нижний предел нефтенасыщенности коллекторов, по которым возможно получение безводной нефти, составляет 45 - 50 % для Западно-Сургутского месторождения. Такие пропластки, а также пропластки с несколько большей остаточной водонасыщен-ностью, расположенные в пределах внутреннего контура нефтеносности, рекомендуется перфорировать. [8]
Точечная гидроперфорация на естественном буровом растворе нормальной плотности, обработанном КЛАВ, после РИР и первичная сразу после крепления при близком ( от 5 до 1 м) расположении водоносных горизонтов позволила успешно снизить обводненность продукции скважин наполовину или вплоть до получения безводной нефти со сравнительно высокими дебитами. Несмотря на то, что затраты на перфорацию пласта мощностью в 10 м кумулятивным методом примерно на 20 % меньше, чем на гидроперфорацию, последняя исключала проведения РИР по борьбе с водопритоком, тогда как после прострелочно-взрывных работ, как правило, проводили РИР. [9]
Опубликованных сообщений о режиме пластов с подошвенной водой имеется очень мало. Однако длительные периоды получения безводной нефти наблюдались в месторождениях с напором подошвенной воды, где забои скважин находились на расстоянии меньше 1 5 м над исходным контактом вода-нефть и где не было зарегистрировано наличия глинистых прослойков или строго непроницаемых барьеров в продуктивном коллекторе. [10]
Как было показано в предыдущих разделах, процесс деэмульсации нефти почти во всех случаях может быть перенесен с установок по подготовке нефти на промысловые системы сбора. В первую очередь это относится к обезвоживанию, когда получение кондиционной безводной нефти возможно непосредственно в сырьевых резервуарах товарных парков, которые автоматически превращаются в технологические емкости. [11]
Метод трубной дезмульсации особенно эффективен в сочетании с другими известными методами ( холодным отстоем, термохимическим, электрическим и др.) - Холодный отстой применяют, как правило, для предварительного сброса пластовой воды перед последующим более глубоким обезвоживанием на термохимических ( ТХУ) или электрообезвоживающих ( ЭЛОУ) установках с целью увеличения их производительности и эффективности работы. Однако холодный отстой в случаях малоустойчивых эмульсий может использоваться самостоятельно для получения безводной нефти. Термохимический способ заключается в разрушении эмульсий под действием химических реагентов при высоких температурах с дальнейшим отстоем. [12]
Во всех указанных случаях очень важно правильно определить мощность нефтяной части пласта, которую надлежит перфорировать, наиболее обоснованно и удачно выбрать интервал перфорации по отношению к водо-нефтяному и газо-нефтяному контактам, и, наконец, в каждом отдельном случае выбирать оптимальные условия вызова притока жидкости из пласта и величину депрессии, которую можно допускать при эксплуатации скважин. При удовлетворительном решении этих вопросов возможны длительная эксплуатация скважин без прорыва газа из газовой шапки и получение безводной нефти, а в скважинах, характеризующихся несцементированными и слабосцементированными песками, - предупреждение разрушения скелета пласта и связанные с ним серьезные осложнения. [13]
По пласту BI нижнюю границу нефтенасыщенности для получения безводной нефти установить по скважинам не удалось, так как пропластки со слабой нефтенасыщенностью не перфорируются, а имеющиеся три перфорируемых участка с насыщенностью 29, 39 и 43 %, по-видимому, не работают. Однако имеющийся промысловый материал по другим пластам и результаты лабораторных исследований позволяют говорить о предельной нефтенасыщенности этого пласта для получения безводной нефти около 45 - 50 % в зависимости от создаваемой депрессии. [14]
 |
Количественная связь между влияющими факторами и качеством разобщения. [15] |
Страницы: 1 2