Cтраница 3
По месторождениям Старо-Казанковское, Введеновское и Грачевское ( имеющие небольшую первоначальную газовую шапку) при снижении Рш / Ро от 0 8 до 0 1 при отборе нефти 7 0 - 9 5 кг / м3 зависимость Рщ / Ро f ( Q / V) имеет вогнутый вид, что указывает на активный режим растворенного газа с последующим переходом на гравитационный. Некоторое повышение пластового давления по этим месторождениям связано с прорывами подошвенной воды по отдельным скважинам и увеличением обводненности продукции. [31]
В процессе разработки Уренгойского газового месторождения происходит внедрение подошвенных вод в газонасыщенную часть залежи. Наряду с подъемом уровня ГВК к интервалам перфорации, конусным прорывом подошвенных вод с уровня подъема ГВК по высокопроницаемым коллекторам источником обводнения продукции скважины являются и конденсационные ( остаточные) воды. Влияние этих вод на осложненное состояние фонда скважин имеет определяющее значение на поздней стадии эксплуатации месторождений. Интенсивная фильтрация этих вод совместно с продукцией - газом может приводить к разрушению продуктивного пласта, и как следствие, - к выносу воды и песка в ствол скважины. [32]
Технологический режим работы таких скважин устанавливается исходя из условия, при котором прорыв подошвенной воды к скважине не допускается. Однако при выборе физической модели задачи о предельном безводном дебите газовых скважин депрессия на пласт увязана только со степенью вскрытия пласта без учета возможности захвата и выброса подошвенной воды потоком газа при сравнительно низких значениях вскрытия пласта. Если исходить из допустимой депрессии, величина которой обусловлена только степенью вскрытия пласта, то конус воды может подняться до нижнего отверстия интервала вскрытия. Это означает, что при малых вскрытиях пласта ( ориентировочно до h 0 5), вследствие соответствующего перераспределения линий тока газа в скважине, несовершенной по степени вскрытия, существует возможность одновременного притока газа и воды к забою. Выбор технологического режима работы при одновременном притоке подошвенной воды и газа к скважине - наиболее сложная задача, так как после прорыва конуса воды в скважину производительность ее по воде и газу при заданной депрессии непрерывно меняется. [33]
При отборе нефти ( газа) из гидродинамически несовершенной по степени вскрытия скважины в пласте с подошвенной водой происходит деформация границы водонефтяного контакта. При увеличении дебита конус поднимается, и при некотором предельном значении С 01фед происходит прорыв подошвенной воды в скважину. [34]
Залежи нефти IX пласта имеют обширные водо-нефтяные зоны. При разбуривании этих залежей на всех месторождениях, кроме Величаевской площади, с целью предотвращения прорыва подошвенных вод IX пласт вскрывался только в кровельной его части, что позволяет предполагать наличие запасов в нижезалегающих прослоях. [35]
Скважина должна иметь максимально возможный период безводной эксплуатации в случае ее проводки в водонефтяных зонах. То есть, ограничивающим фактором для пластов в ВНЗ является максимальная допустимая депрессия, при которой происходит либо прорыв подошвенной воды в ствол скважины, либо механическое разрушение коллектора и вынос песка в скважину. [36]
На образование в пространстве между эксплуатационной колонной и стенками скважины каналов, по которым сообщаются пласты, а также на прорыв подошвенных вод влияют многочисленные технико-технологические и физико-химические факторы. Важнейшее значение имеет состояние ствола скважины. Низкое качество промывочной жидкости, примененной при бурении, приводит к образованию на стенках скважин толстой и рыхлой глинистой корки. Геофизическими методами исследования установлено, что толщина глинистой корки в проницаемых интервалах разреза перед цементированием колонны может доходить до 10 - 15 мм вследствие высокой водоотдачи. [37]
На практике всегда есть еще один промежуточный этап разработки нефтяных месторождений, когда одновременно с нефтью добывается вода. Это связано с тем, что из-за неоднородности пласта по проницаемости и сравнительно высокой вязкости нефти в пластовых условиях по отношению к вязкости пластовой воды происходит прорыв краевых и подошвенных вод к забою скважин. [38]
Им предложена двухфильтровая конструкция забоя скважины для использования в изотропных высокопроницаемых пластах с большой нефтенасыщенной толщиной. Так как продолжительная стабильная эксплуатация скважин с постоянной низкой депрессией на пласт практически нереальна и нецелесообразна, в скважинах, вскрывших лишь верхнюю часть пласта, повышенная депрессия интенсифицирует образование конуса и прорыв подошвенной воды. В скважине с двухфильтровой конструкцией забоя депрессия проявится в обоих вскрытых интервалах, приток жидкости из них будет пропорционален коэффициентам продуктивности с учетом столба воды между фильтрами. Депрессия на нижний интервал будет способствовать замедлению роста высоты конуса, а повышающаяся обводненность продукции при работе фонтанных скважин автоматически уменьшит чрезмерную депрессию. В случае прорыва воды по конусу обводнения и остановки такой скважины, вследствие различий в плотности воды и пластовой продукции в системе пласт-скважина возникнут перепады давления, проявляющиеся как движущие силы поглощения воды из ствола остановленной скважины пластом через нижний фильтр, что повышает охват пласта вытеснением. [39]
Как известно, неустойчивость призабойной зоны и вынос песка резко увеличиваются при поступлении воды на забой скважины. В случае опасности прорыва подошвенных вод высокоэффективным является создание водоне -, проницаемых экранов. [40]
Особое внимание в данной работе уделено проблеме совершенствования технологий ремонтно-изоляционных работ ( РИР) в нефтяных скважинах. Эта проблема не теряет своей актуальности, причем не только для скважин, находящихся в эксплуатации, но и для только что вышедших из бурения. Резко возрос объем вводимых в эксплуатацию скважин, требующих ремонта из-за прорыва подошвенных вод, поступления воды из близко расположенных к продуктивной зоне во-донасыщенных пластов. Около 20 % общего объема осложнений составляют скважины с межпластовыми перетоками, что, как правило, связано с некачественным первичным цементированием. Фонд скважин, дающих обводненную продукцию сразу же после освоения, составляет 15 - 20 % и более. В результате почти в 2 раза увеличиваются темпы обводнения разрабатываемых месторождений, резко сокращаются сроки их безводной эксплуатации. [41]
Результаты расчетов с использованием геолого-математической модели залежи показаны на рис. 23.12 при разработке на истощение и на рис. 24.12 с поддержанием пластового давления. Из рис. 23.12 видно, что при разработке залежи на истощение происходит интенсивный прорыв газа и только через б лет начинается прорыв подошвенной воды к скважине. Активность воды в данном случае невелика, потому что упругий запас воды из-за малой толщины водоносного интервала ограничен. При более существенном водоносном бассейне ниже оторочки обводнение скважин происходтгг значительно быстрее. В данном варианте, который носит познавательный характер, нагнетательные скважины не используются, хотя они уже пробурены для более реального варианта разработки. Если эти скважпны использовать как эксплуатационные, то при сохранении всех основных исходных условий, принятых выше, процесс сократится на 5 5 лет. Эти показатели показаны на рис. 23.12 пунктирными линиями. [42]
При прорыве в скважину подошвенных или верхних вод газ и нефть оттесняются от призабойной зоны, при этом возможно полное прекращение притока. В; зависимости от свойств воды и прочих условий в скважине производятся те или иные изоляционные работы. Если происходит прорыв верхних вод, осуществляют затруб-ное цементирование под давлением. При прорыве подошвенных вод применяют разные способы изоляции: обычное цементирование низа скважины с подъемом фильтровой зоны на вышележащие слои; задавливание в пласт цементных растворов; гидроразрыв пласта с последующим задавливанием в пласт вязкой нефти и цементированием интервала гидроразрыва; введение в пласт реагентов, образующих при взаимодействии с пластовой водой гели, закупоривающие водонепроницаемую зону, и пр. В последнее время на некоторых промыслах восточных районов делаются попытки раздельно отбирать воду и нефть одной и той же скважиной, оборудованной пакером. [43]
При прорыве в скважину подошвенных или верхних вод газ и нефть оттесняются от призабойной зоны, при этом возможно полное прекращение притока. В зависимости от свойств воды и прочих условий в скважине производятся те или иные изоляционные работы. Если прсисходит прорыв верхних вод, осуществляют затруб-ное цементирование под давлением. При прорыве подошвенных вод применяют разные способы изоляции: обычное цементирование низа скважины с подъемом фильтровой зоны на вышележащие слои; задавливание в пласт цементных растворов; гидроразрыв пласта с последующим задавливанием в пласт вязкой нефти и цементированием интервала гидроразрыва; введение в пласт реагентов, образующих при взаимодействии с пластовой водой гели, закупоривающие водонепроницаемую зону, и пр. В последнее время на некоторых промыслах восточных районов делаются попытки раздельно отбирать воду и нефть одной и той же скважиной, оборудованной пакером. [44]
При прорыве в скважину подошвенных или верхних вод нефть оттесняется от призабойной зоны и возможно полное прекращение притока. В зависимости от свойств воды и прочих условий в скважине производятся те или иные изоляционные работы. При прорыве верхних вод осуществляют затрубную цементировку под давлением. При прорыве подошвенных вод применяют разные способы изоляции: обычную цементировку низа скважины с подъемом фильтровой зоны на вышележащие слои; задавливание в пласт цементных растворов; гидроразрыв пласта с последующим задавливанием в пласт вязкой нефти и цементировкой интервала гидроразрыва; введение в пласт реагентов, образующих при взаимодействии с пластовой водой гели, закупоривающие водопроницаемую зону, и пр. В последнее время на некоторых промыслах восточных районов делаются попытки раздельно отбирать воду и нефть одной и той же скважиной, оборудованной пакером. В зависимости от конкретных условий эти методы могут давать различный эффект. Если возобновить эксплуатацию прежнего горизонта невозможно, данный забой ликвидируют и переходят к эксплуатации одного из пропущенных вышележащих горизонтов, которые вскрывают путем перфорации или торпедирования обсадной колонны. [45]