Увеличение - дебит - жидкость
Cтраница 2
Интересно бывает проследить зависимость начальных извлекаемых запасов нефти Qo от расчетных и весовых начальных извлекаемых запасов жидкости Q o и Одо - На эту зависимость серьезно влияет технология эксплуатации скважин. Так при бесконтрольном форсированном отборе жидкости увеличение дебита жидкости q и q может привести к незначительному увеличению и даже к уменьшению дебита нефти q Напротив, при удовлетворительном контроле за работой обводняющихся добывающих скважин и своевременном выключении из работы добывающих, достигших предельно высокой обводненности, увеличение отборов жидкости по залежи Qfs и Одд обязательно приводит к увеличению отборов нефти по залежи ( 2д, как это должно быть отдельно по добывающим скважинам. [16]
 |
Динамика показателей добычи жидкости до и после ОПЗ. [17] |
Таким образом, после ОПЗ происходит увеличение дебита жидкости в среднем на 48 2 т / сут, а нефти - на 7 2 т / сут. [18]
Обычно нефтяные пласты расчленены, состоят из нескольких слоев; и уменьшение дебита жидкости ( дебита воды и дебита нефти) произойдет только по одному или нескольким обводненным нефтяным слоям. При заданной неизменной производительности глубинного насоса потеря дебита жидкости по обводненным слоям будет компенсирована увеличением дебита жидкости по необводненным нефтяным слоям, т.е. увеличением дебита нефти. При этом возрастает депрессия на нефтяные пласты, но рост депрессии должен быть рациональным, не приводящим к дополнительному уменьшению коэффициента продуктивности по нефти. [19]
Из табл. 40 видно, что при обводненности скважин до 10 % положительный экономический эффект возможен при дебите в жидкости свыше 100 т / сут, а при содержании воды 20 % - свыше 50 т / сут. Только в условиях высокой обводненности ( свыше 30 %) эффект обработки положителен при любых дебитах скважин. Для получения оптимального экономического эффекта с увеличением дебита жидкости требуется повысить удельный расход раствора. Отрицательные значения экономического эффекта ( см. табл. 40) свидетельствуют об убыточности мероприятия. [20]
На рис. 11.2 представлено распределение обработанных добывающих скважин девонских и бобриковских пластов в координатах первых главных компонент. Полученный здесь результат - образование двух групп эффективных скважин - интересен тем, что произошел учет определенного качества эффекта обработки. Так, во второй группе эффективных скважин сильный эффект увеличения дебита жидкости сопровождается заметным снижением обводненности, а в первой группе наблюдается рост дебитов по нефти, но при увеличении обводненности продукции. Подобное качество обработки скважин первой группы можно объяснить заметным расширением профилей притока и вовлечением в работу невыработанных зон пласта и пропластков после обработки. [21]
Таким образом, при газлифтной эксплуатации в скважине обычно имеется избыточное количество газа, что следует учитывать при установлении режима работы. Поскольку зависимость дебита жидкости Q от общего расхода газа Уобщ имеет вид параболы с точкой максимума, то если рабочая точка находится на правой нисходящей ветви этой зависимости, это означает отрицательное влияние газа на работу скважины. Поэтому в таких условиях целесообразно уменьшение расхода нагнетаемого газа, так как это приведет к увеличению дебита жидкости. [22]
Одним из способов повышения эффективности эксплуатации обводненных скважин является перевод их на форсированный режим отбора жидкости. Это приводит к вовлечению в работу малопроницаемых пропластков за счет перетока из них нефти, в более проницаемые зоны, из которых отбирают нефть под, действием перепада давления, возникающего при форсировании отбора жидкости. Увеличение дебита и, соответственно, скоростей фильтрации способствует также лучшему вытеснению нефти из пласта. Перевод скважин на форсированный отбор оправдано лишь в том случае, когда увеличение дебита жидкости приводит к увеличению дебита нефти. Очевидно, что если при увеличении дебита жидкости дебит нефти снижается, проведение данного мероприятия нецелесообразно. Поэтому скважины для перевода на форсированный режим выбирают следующим образом. Имея данные о дебите жидкости, воды и нефти за некоторый промежуток времени, определяют коэффициент корреляции между дебитами жидкости и нефти. Если он положителен, то увеличение дебита скважины по жидкости приводит к росту дебита нефти и данную скважину целесообразно переводить на форсированный режим. Если же корреляция между дебитами жидкости и нефти отрицательная, то проводить данное мероприятие не следует. В качестве показателя статистической связи между дебитами удобно использовать коэффициент ранговой корреляции. [23]
 |
Геофизический профильный разрез по скв. 142, 11, 143 Павловского месторождения. [24] |
Так, наибольшая накопленная добыча на одну обработку приходится на I форму залегания. При этом важное значение имеет связь обрабатываемой скважины с линией нагнетания, при наличии которой повышаются энергетические возможности продуктивных пластов. Так, во всех скважинах, где пластовое давление выше начального или близко к нему, произошло увеличение дебита жидкости вследствие того, что при сравнительно небольшой энергии, высвобождающейся при сгорании бескамерных пороховых изделий, ТГХВ активизирует упругие силы пласта. При пластовом давлении, значительно меньшем начального, увеличение дебита нефти наблюдается в 50 % скважин, что, вероятно, связано в большей степени с подключением неработающих интервалов, а в 30 % скважин наблюдается снижение дебита нефти. По-видимому, это обусловлено тем, что в пласты с пониженным давлением скважинкой жидкостью и пороховыми газами происходило задавливание загрязняющих частиц и расплавленных парафиноасфальтосмолистых веществ с недостаточной интенсивностью дренирования их из пласта. [25]
В высокопроницаемых пластах главным фактором увеличения дебита скважин является ширина трещины, а в низкопроницаемых - длина трещины. Для создания широких трещин применяется технология TSO, при которой снижается объем жидкости гидроразрыва до 1 - 5 м3 с одновременным увеличением проппанта до 20 т и более. Осаждение проппанта на конце трещины препятствует увеличению длины трещины. На основании проведения опытно-промышленных работ выявлено, что в пластах с проницаемостью 0 01 - 0 05 мкм оптимальная длина закрепленной трещины обычно составляет 40 - 60 м, и увеличение длины закрепленной трещины не приводит к увеличению дебита жидкости. Объем закачки при этом составляет десятки-сотни м жидкости и десятки тонн проппанта. При проницаемости пласта около 0 001 мкм оптимальная длина закрепленной трещины равна 100 - 200 м, объем закачки жидкости - сотни кубических метров и 100 - 200 т проппанта. [26]
Одним из способов повышения эффективности эксплуатации обводненных скважин является перевод их на форсированный режим отбора жидкости. Это приводит к вовлечению в работу малопроницаемых пропластков за счет перетока из них нефти, в более проницаемые зоны, из которых отбирают нефть под, действием перепада давления, возникающего при форсировании отбора жидкости. Увеличение дебита и, соответственно, скоростей фильтрации способствует также лучшему вытеснению нефти из пласта. Перевод скважин на форсированный отбор оправдано лишь в том случае, когда увеличение дебита жидкости приводит к увеличению дебита нефти. Очевидно, что если при увеличении дебита жидкости дебит нефти снижается, проведение данного мероприятия нецелесообразно. Поэтому скважины для перевода на форсированный режим выбирают следующим образом. Имея данные о дебите жидкости, воды и нефти за некоторый промежуток времени, определяют коэффициент корреляции между дебитами жидкости и нефти. Если он положителен, то увеличение дебита скважины по жидкости приводит к росту дебита нефти и данную скважину целесообразно переводить на форсированный режим. Если же корреляция между дебитами жидкости и нефти отрицательная, то проводить данное мероприятие не следует. В качестве показателя статистической связи между дебитами удобно использовать коэффициент ранговой корреляции. [27]
Страницы: 1 2