Интенсификация - отбор - жидкость
Cтраница 2
Основными мероприятиями по управлению процессом разработки остаются постепенный перенос нагнетания на обводняющиеся скважины, интенсификация отбора жидкости. [16]
Начиная с конца 50 - х годов, на месторождениях Башкирии начали проводить работы по интенсификации отборов жидкости из отдельных обводненных скважин. Однако до середины 60 - х годов насчитывались единицы скважин с повышенным отбором жидкости в период обводнения. Ввиду наличия других резервов для увеличения добычи нефти и отсутствия необходимого оборудования для форсирования отборов жидкости метод форсирования широко не использовался. Большинство девонских скважин эксплуатирует высокопродуктивные пласты, залегающие на глубинах от 1600 до 2000 м, и имеет в основном 127 - и реже 168-мм эксплуатационные колонны. [17]
Устойчивость уровня добычи нефти обеспечивается бурением оставшегося основного фонда скважин и части резервного, а также применением методов интенсификации отбора жидкости. Однако по мере обводнения продукции скважин наступает момент, когда интенсивность обводнения продукции становится выше интенсивности роста добычи жидкости. После этого начинается снижение добычи нефти, несмотря на увеличение добычи жидкости, что может обусловливаться отключением части обводнившихся скважин и ограниченными возможностями оборудования и установок по сбору и подготовке нефти. Продолжительность стадии зависит от максимального уровня добычи нефти и соотношения вязкостей нефти и воды. [18]
Исследованиями форсированного отбора жидкости при разра - ботке нефтяных месторождение эанииалюь иногие авторы Ц1, 3, О, Установлено, что в большинстве случаев интенсификация отбора жидкости приводит как к увеличение добычи нефти иа данное снва-жиш, так и к улучшение полнота выработки валежи. [19]
Так, если идентификация динамических моделей эксплуатации показывает, что рост добычи воды из скважины на данном этапе происходит с ускорением, то проведение ОПЗ для интенсификации отбора жидкости нецелесообразно. [20]
Методы активной разработки месторождений применяются не только при их небольших размерах, но и на таких крупных, как Ромашкинское, которое расчленяется рядами наЛетательных скважин на несколько десятков самостоятельных блоков разработки и где интенсификация отбора жидкости по эксплуатационным скважинам сочетается с увеличением объемов закачиваемой в пласт воды. [21]
Так, например, опыт разработки залежей нефти пластов CI ЭДуханов-ского и A3 Кулешовского месторождений, относящихся к числу объектов, на которых в качестве метода воздействия на пласт в поздней стадии был опробован форсированный отбор жидкости, показал, что интенсификация отборов жидкости из скважин в масштабе всей залежи эффективна для объектов с первым типом поздней стадии, в то время, как на залежах со вторым типом поздней стадии целесообразнее подвергать форсировке лишь медленно обводняющиеся скважины, расположенные в зоне завершения разработки. [22]
Для интенсификации отбора жидкости из скважин ежегодно проводится около 5000 геолого-технических мероприятий, технологический эффект от которых составляет около 3 млн. т в год. [23]
Вторая стадия - поддержание высокого уровня добычи нефти - характеризуется более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти, нарастанием обводненности продукции к концу периода. Устойчивая добыча обеспечивается применением методов интенсификации отбора жидкости и вводом в эксплуатацию скважин резервного фонда. Продолжительность стадии ( 3 - 7 лет) зависит главным образом от максимального уровня добычи нефти и воды. [24]
Вторая - стадия поддержания высокого уровня добычи нефти - характеризуется более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти, нарастанием обводненности продукции к концу периода и массовым переводом скважин на механизированную эксплуатацию. Устойчивость уровня добычи нефти обеспечивается применением методов интенсификации отбора жидкости и бурением части предусмотренных проектами резервных скважин. К концу этой стадии добывается 40 - 60 % извлекаемых запасов нефти в зависимости от геологической характеристики эксплуатационного объекта. [25]
 |
Компоновка подземного оборудования для одновременно-раздельного отбора нефти двух пластов одной скважиной ( I - верхний пласт. II - нижний пласт. [26] |
Оборудование позволяет проводить в скважине необходимые исследования: замерять и регулировать дебит по каждому пласту, определять текущие пластовые и забойные давления, а также очищать подъемные трубы любым из существующих способов. В оборудовании конструкции ТатНИИ ( с встроенным струйным эжектором), кроме того, предусматривается некоторая интенсификация отбора жидкости из низкопродуктивного пласта за счет частичного использования энергии высоконапорного пласта. [27]
Данные по перемещению водонефтяного контакта и текущие нефтенасыщенные мощности использованы при составлении проекта доразработки Ключевого месторождения. При этом предложены следующие технологические мероприятия для поддержания добычи нефти на заданном уровне: 1) увеличение охвата пласта бурением дополнительных нагнетательных скважин по первому горизонту, 2) бурение новых эксплуатационных скважин в наименее дренированных участках обоих горизонтов для увеличения добывающих мощностей, 3) интенсификация отбора жидкости из наиболее обводненных скважин, расположенных в ближайших рядах к контуру нефтеносности. [28]
 |
Изменение дебитов нефти на [ IMAGE ] Динамика. одни скважини для участков. дачи пласта. [29] |
Анализ свидетельствует о том, что на участках, находящихся в разработке длительное время, применение заводнения приводит лишь к прогрессивному росту обводненности добываемой продукции ( без увеличения добычи нефти), а на участках, находящихся на начальной стадии разработки, отмечаются временный прирост добычи нефти за счет интенсификации отборов жидкости и снижение вовлеченных в разработку запасов из-за низкого охвата пласта заводнением. [30]
Страницы: 1 2 3