Темп - рост - обводненность
Cтраница 3
Технология направлена на повышение коэффициента нефтеотдачи за счет увеличения охвата пласта воздействием при заводнении, достигаемого закачкой через нагнетательные скважины реагента, способного образовывать гели непосредственно в пластовых условиях. Образующиеся в пласте гели сдерживают прорыв закачиваемой воды к забоям эксплуатационных скважин через высокопроницаемые зоны, что приводит к увеличению коэффициента охвата пласта фильтрацией и отражается в виде снижения величин и темпов роста обводненности добываемой продукции. [31]
Поэтому в продукции, добываемой из первого ряда скважин, вода появляется с самого начала эксплуатации. Второй ряд скважин удален от внутреннего контура нефтеносности на 2а и до некоторого момента продукция из него будет безводной. С увеличением расстояния между скважинами в первом ряду повышается темп роста обводненности продукции в зависимости от охвата в начальной стадии и снижается конечный коэффициент охвата заводнением, особенно в условиях неоднородного пласта и цв и. То же самое происходит при увеличении расстояния между скважинами второго ряда и при сохранении неизменным расстояния его от контура нефтеносности. [32]
 |
Распределение добывающих скважин I ( а, II ( б, III ( в опытных участков Вятской площади по характеру изменения обводненности продукции. [33] |
Как показывают результаты многочисленных лабораторных исследований, при вытеснении остаточной нефти из моделей пористых сред на поздней стадии разработки происходит кратковременное снижение обводненности вытесняемой жидкости. При этом содержание воды уменьшается до определенного значения и затем увеличивается. При использовании менее эффективных нефтевытесняющих агентов может и не наблюдаться уменьшение обводненности жидкости. В этом случае эффективность метода определяется степенью уменьшения темпа роста обводненности продукции скважин. [34]
Чв рисунка видно, что обводненность некоторого количества скважин ученьшилась-точки на координатной плоскости расположились ниже прямо, что укаэываетя на повышенную эффективность мероприятия. Заслуживает внимания и скважины, обводненность продукции которых осталась постоянном, т.е. пре - кратился дальнейшим рост обводненности. В результате увеличения отбора жидкости у значительного количества скважин происходит увеличение темпа роста обводненности. Однако следует отметить, что рост темпа обводненности продукции егае не означает неэффективность увеличения отбора жидкости. Оценка степени технологической эффект внос мероприятия по это группе скважин должна прсиавод ться дифференцированно. [35]
В настоящее время ряд крупнейших девонских месторождений ( Туймазинское, Шкаповское, Серафимовская группа) находятся в поздней стадии разработки. Накопленная добыча нефти по девонским месторождениям составляет 70 - 90 % от начальных извлекаемых запасов. Уровень добычи нефти падает при интенсивном обводнении продукции скважин. Обводненность продукции скважин в среднем по - месторождениям достигла 70 - 80 %, то есть на каждую тонну добытой нефти приходится до 2 - 3 м3 попутной воды. Темп роста обводненности нефти по ним за последние годы составил 5 - 10 % в год. С водой эксплуатируется от 86 до 100 % фонда действующих скважин. Механизированным способом эксплуатируется около 90 % фонда скважин. [36]
 |
Динамограммы работы ШГН в условиях отложения НОС. [37] |
Отложение НОС в трещинах ПЗП и перфорационных каналах приводит к уменьшению дебита скважины. Отложение солей будет происходить там, где поступают и перемешиваются несовместимые воды. По мере отложения солей приток воды в скважину уменьшается. В поровых каналах ПЗП и перфорационных каналах, по которым фильтруется нефть, отложение солей не происходит. В результате этого содержание воды в продукции скважины уменьшается или замедляется темп роста обводненности во времени. [38]
Анализ характера изменения обводненности добываемой жидкости на опытных объектах показал, что по значительной части скважин обнаруживается существенное снижение обводненности добываемой жидкости. Это обстоятельство является важным доказательством улучшения выработанности запасов нефти за счет более полного вытеснения нефти из пористой среды и увеличения охвата пласта воздействием. Установлены зависимости в характере изменения обводненности. На малообводненных скважинах, в продукции которых содержание воды не превышает 15 %, в течение всего промыслового эксперимента ( более 7 лет) обводненность практически не меняется и находится на уровне, соответствующем значениям на начало эксперимента. При начальной обводненности от 15 - 20 % до 60 - 70 %, как правило, происходит снижение обводненности в течение 6 - 7 лет. На скважинах с начальным содержанием воды в продукции более 70 % наблюдается снижение темпа роста обводненности в течение всего анализируемого периода. [39]
Страницы: 1 2 3