Средний дебит - жидкость
Cтраница 2
Разбуривание участка было закончено в 1980 г. Во всех девяти пробуренных в этом году скважинах пластовое давление было на ур овне начального, тем не менее обводненность в пяти скважинах составляла 15 - 74 %, средний дебит жидкости этих скважин - 8 4 т / сут. [16]
Сравнение показателей работы эксплуатационных скважин с проведенными в них ГРП показало, что значения дебитов скважин зависят от типа коллектора, который они эксплуатируют. На рисунке 1 показана динамика средних дебитов жидкости после ГРП ( по обоим пластам) в скважинах, вскрывших различные типы коллекторов. [17]
Высокодебитные скважины пласта Д1, составляющие 60 % действующего фонда, были разделены на скважины: с форсированным режимом эксплуатации и не подвергавшиеся форсированному отбору жидкости. Скважина считалась на форсированном режиме эксплуатации, если при обводнении свыше 50 % средний дебит жидкости дж. Затем скважины с форсированным режимом эксплуатации разделили на две категории. [18]
 |
Изменение воронки депрессии давления в процессе разработки в условиях упруго-водонапорного режима. [19] |
По мере выключения из эксплуатации полностью обводнившихся скважин число эксплуатирующихся скважин уменьшается, вместе с тем уменьшается взаимовлияние скважин, а средние дебиты жидкости скважин возрастают. Но, несмотря на это в целом по залежи добыча жидкости снижается. [20]
При объединении двух продуктивных горизонтов в один эксплуатационный объект при соблюдении заданной нефтеотдачи начальный дебит нефти в среднем увеличивается в два раза, средняя доля нефти в суммарном отборе жидкости уменьшается в три раза, суммарный отбор жидкости увеличивается в три раза, средний дебит жидкости на пробуренную скважину увеличивается в два раза, а средний дебит нефти на пробуренную скважину уменьшается в полтора раза. Ясно, что в данном случае укрупнение эксплуатационного объекта приводит к увеличению начального дебита и уменьшению среднего дебита нефти. [21]
Затем после некоторого снижения добычи ее максимальный темп был достигнут вновь, что совпало с окончанием разбуривания залежи и обеспечением значительных объемов закачки воды. Для годового отбора жидкости также после достижения максимума ( 7 7 %) характерны спады и подъемы в пределах 7 3 - 5 4 %, при этом в целом происходило снижение добычи нефти. Это вызвано уменьшением среднего дебита жидкости на одну скважину - с 37 8 т на третьем году разработки до 17 т в 1974 г. Всего из залежи отобрано 79 9 % извлекаемых запасов. [22]
Закачка оторочки полимера позволяет увеличить нефтеотдачу, по сравнению с заводнением, на 8 - 6 %, дополнительная добыча нефти в зависимости от плотности сетки составляет 425, 378 и 310 тыс. т, или 354, 315 и 258 т на 1 т израсходованного полимера. Значительно ( в 1 25 раз) уменьшается количество попутно добываемой воды, примерно в 1 17 раза - количество отобранной жидкости. Заметно снижается средняя обводненность продукции скважин, более чем в 1 18 раз увеличиваются извлекаемые запасы, приходящиеся на одну добывающую скважину. Характерной особенностью метода является довольно существенное ( в рассматриваемом случае почти на 28 %) снижение приемистости нагнетательных скважин, в результате чего несколько увеличивается срок разработки, уменьшаются средний дебит жидкости добывающих скважин и средние темпы добычи нефти, хотя среднегодовая добыча нефти все же остается на уровне, соответствующем вариантам с обычным заводнением. [23]
Полимерное заводнение проводилось с апреля 1975 г. 01.01.78 закачено 1100 т 7 % - ного геля технического полиакриламида ( ПАА) марки АМФ. Закачка раствора производится только в пласт С ц, содержащий нефть вязкостью 18 мПа - с. Проводился гидролиз ПАА едким натром, что повышает эффективность полимерного заводнения. Средний дебит жидкости по каждому из участков ( 1979 г.) соответственно равен: 1 - 112 2 - 78 3 - 24 м / сут. [24]
Отмеченные характерные особенности вариантов сохраняются и в случае применения рассматриваемых методов не с начала разработки, а на более поздней стадии при доотмыве нефти. В этом случае технологическая эффективность всех методов снижается, причем в меньшей степени при использовании полимеров и двуокиси углерода и в большей - при вытеснении раствором ПАВ и горячей водой. Поэтому при доотмыве эффективность применения ПАВ и ПАА сближается. Наибольшее увеличение нефтеотдачи дает использование СО2, а наименьшее - горячей воды. Оба этих метода сокращают срок разработки по сравнению с обычным заводнением, увеличивают среднюю приемистость нагнетательных скважин, средние дебиты жидкости добывающих скважин, количество отбираемой жидкости и попутно добываемой воды, средние темпы добычи нефти. Максимальный срок разработки - в вариантах с закачкой оторочек полимеров; они же характеризуются наименьшими объемами отобранной жидкости и попутно добываемой воды. [25]
Страницы: 1 2