Продукция - эксплуатационная скважина
Cтраница 2
При достижении определенного перепада давления между нагнетательной и ближайшей к ней эксплуатационной скважинами начиналось повышение или стабилизация пластового давления в зоне отбора, что указывает на перемещение водо-нефтяного контакта. В продукции эксплуатационных скважин стала появляться нефть, обогащенная асфальто-смолистыми веществами, о чем свидетельствует увеличение оптической плотности нефти и интенсивности светопоглощения с 0 45 - 0 5 до 0 6 - 0 7 и более. [16]
Заметное содержание ПАВ в добываемой воде обнаруживается на 8 году эксплуатации месторождения. Время появления ПАВ в продукции эксплуатационных скважин при прочих равных условиях определяется степенью неоднородности пласта по проницаемости. Чем выше неоднородность, тем быстрее прорывается ПАВ. [17]
За фронтом вытеснения остается множество целиков нефти в результате обхода закачиваемой водой малопроницаемых участков и образования застойных зон. По мере увеличения обводненности продукции эксплуатационных скважин происходит слияние языков воды, уменьшение целиков нефти. [19]
Заслушав и обсудив доклады специалистов научно-исследовательских институтов АН СССР, АН УССР, Миннефте-прома, Минхимпрома, Миннефтегазстроя, Миннефтехимпро-ма СССР и Минздрава СССР, семинар отмечает, что добыча нефти с применением методов заводнения продуктивных пластов поверхностными водами приводит, как правило, к появлению в добываемой продукции сероводорода за счет процессов биогенной сульфатредукции. Прогрессирующий рост содержания сероводорода в продукции эксплуатационных скважин отмечается на месторождениях Башкирии, Татарии, Мангышлака, Куйбышевской области. [20]
В результате применения для заводнения пластов морской, озерной, речной и сточной воды происходит заражение продуктивных пластов сульфатвосстаиавливающимн бактериями ( СВБ) и ( в эксплуатационных скважинах) появляется сероводород. За последние годы появление сероводорода в продукции эксплуатационных скважин отмечается на промыслах Мангышлака, Башкирии, Западной Сибири, где ранее он отсутствовал. Наиболее активная сульфатредукция наблюдается в призабойной зоне нагнетательных скважин, где имеются благоприятные условия для развития СВБ. Протекание микробиологических процессов значительно осложняет эксплуатацию нефтепромыслового оборудования по причине коррозии и ухудшает качество нефти и газа. [21]
Если в пласт закачивают воздух, то при анализе нужно тщательно следить за содержанием кислорода, азота и углекислоты. Появление или увеличение азота указывает на появление в продукции эксплуатационной скважины воздуха, закачиваемого в нагнетательную скважину. [22]
Сведений об интенсивности образования сероводорода в призабойной зоне нагнетательных скважин Предкарпатья почти не имеется, так как специальных исследований в этом направлении не проводилось. Допуская при сопоставлении пластовых условий с условиями, необходимыми для жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий, протекание процесса сульфатредукции в нефтяных пластах трудно, однако объяснить, почему в продукции эксплуатационных скважин отсутствуют признаки сероводородного заражения. Можно предположить две причины этого явления, взаимосвязанные между собой: незначительная интенсивность сульфат-редукции и низкая проницаемость коллекторов Предкарпатья. [23]
В условиях избирательного заводнения нефтеносных пластов совершенно необходим контроль за распределением текущих запасов нефти в первоначальном объеме залежи и за динамикой охвата заводнением ( нефтеотдачи) различных зон залежей. Это возможно при помощи метода оценки и прогноза показателей заводнения пластов по промысловым данным - метода изохром обводнения. Этот метод позволяет на основе обычной промысловой информации ( обводнение продукции эксплуатационных скважин) изучать в динамике и делать прогноз коэффициента охвата пласта заводнением и нефтеотдачи в различных зонах залежей. [24]
При разработке нефтегазоконденсатных месторождений имеют место период нарастающей добычи нефти, слабо выраженный период относительно постоянной добычи и основной по продолжительности - период падающей добычи. Первый период является следствием разбуривания месторождения и обустройства промысла. Весьма малая продолжительность периода постоянной добычи нефти связана с проблемами обводнения и загазования продукции эксплуатационных скважин из-за явлений конусообразова-ния. Затем эти процессы протекают в нарастающих масштабах, что предопределяет снижение во времени отбора нефти из месторождения в целом при практически неизменном числе скважин. Добуривание скважин - экономически дорогостоющее мероприятие, что не позволяет идти на дополнительные капитальные и эксплуатационные затраты. На нефтегазоконденсатных месторождениях обычно число эксплуатационных и нагнетательных скважин значительно превышает фонд скважин на газовых и газоконден-сатных месторождениях. Поэтому добуривание десятков или сотен скважин часто почти ничего не дает, а бурение большего числа скважин оказывается экономически невыгодным. [25]
В первом случае в течение всего времени разработки будет существовать разность давлений в блоках и трещинах, а значит и перетоки. Коэффициент нефтеотдачи в этом случае определяется упругим запасом жидкости. Например, при коэффициенте сжимаемости пласта 10 - г 10 - 4см2 / кГ и падении давления на 100 атм он достигает величины 0.1 - f 0.01. Коэффициент обводненности продукции эксплуатационных скважин будет определяться начальной водонасыщенностью. [26]
Широкие промысловые испытания рассматриваемого метода, проведенные В. А. Блажевичем, В. С. Асмолов-ским и Ф. Р. Дильмухаметовым, показали его эффективность. Эффект снижения обводненности проявляется через 0 5 - 1 месяц после закачки суспензии и продолжается 3 - 4 месяца. Затем темпы обводнения продукции окружающих эксплуатационных скважин достигают прежнего уровня. Следовательно, рассматриваемый метод воздействия на пласт также следует проводить периодически - через 3 - 4 месяца. [27]
Абсолютное значение проницаемости пласта является средним для некоторой гаммы проницаемостей отдельных пропластков. Затем абсолютные значения проницаемостей выражаются в процентах от максимальной проницаемости. В работе [202] приводится пример расчета изменения коэффициента охвата в процессе осуществления процесса и определяемое коэффициентом охвата содержание жирного газа в продукции эксплуатационных скважин после прорыва в них нагнетаемого сухого газа. Продуктивный пласт представлен неоднородным песчаником сравнительно большой мощности, проницаемость которого изменяется в довольно широких пределах. Распределение проницаемостей описывается по статистическому методу, который дает асимметрическую кривую распределения. [28]
Как видим, ни одна из схем не является оптимальной. Последнее возможно, если нагнетательные и эксплуатационные скважины будут работать на нестационарных режимах. Оптимальная технологическая схема должна представлять своеобразный синтез рассмотренных выше упрощенных схем. При этом обязательны сохранение запаса упругой энергии и существование разности давлений жидкости в блоках и трещинах. Наиболее приемлемой технологической схемой является таковая, при которой нагнетательные и эксплуатационные скважины работают в периодическом режиме нагнетания и отбора. В качестве параметра, который может быть использован для оценки степени оптимизации режима разработки, воспользуемся коэффициентом обводненности продукции эксплуатационных скважин. [29]
Страницы: 1 2