Добыча - безводная нефть
Cтраница 2
Относительно существующего параметра размещения скважин можно отметить, что отношение расстояния между скважинами к мощности нефтяной зоны обычно таково, что а в изотропных породах попадают в интервалы, для которых добыча безводной нефти приблизительно пропорциональна плотности скважин. Однако суммарная добыча нефти из скважин при этом настолько мала, что эксплуатация их имеет сомнительнее промышленное значение. Но там, где эффективность вытеснения при редком размещении скважин велика вследствие анизотропности коллектора, соответствующие значения параметра размещения а автоматически лягут в интервале, для которого добыча безводной нефти будет меньше зависеть от абсолютного размещения скважин. [16]
Если проницаемость, параллельная плоскостям напластования, не превосходит проницаемости в перпендикулярном направлении, то абсолютные величины эффективности вытеснения так малы, меньше 1 %, что, за исключением нефтяных зон очень большой мощности, добыча безводной нефти составляет лишь небольшую часть суммарного отбора нефти из пласта. Поэтому, когда в месторождении с напором подошвенной воды скважины, забои которых непосредственно не находятся над прослойками глин большой протяженности, продолжают давать безводную нефть в течение длительного периода, следует сделать вывод о существовании в пласте эффективной анизотропной проницаемости. Низкая проницаемость по вертикали может быть связана с заилением или микроскопическими прослойками глин, или же эквивалентными локализованными барьерами течению нефти по вертикали, которые не нашли своего отражения при анализе кернов, взятых из продуктивного пласта. [17]
При этом, если нефтяная зона не является сильно анизотропной, наблюдается постоянный отбор безводной нефти на скважину [ уравнение 8.15 ( 6) ], и суммарная добыча из пласта пропорциональна числу действующих скважин. Добыча безводной нефти увеличивается с уменьшением глубины вскрытия пласта ( фиг. [18]
 |
Графики добычи безводной ( 1 и обводненной ( 2 нефтей в процессе разработки Усть-Балыкского ( а Тетерево-Мартымьинского ( б и Самотлорского ( е месторождений. [19] |
Из данных рис. 1.4. видно, что объем безводной нефти достаточно большой и для таких месторождений, как Усть-Балыкское и Самотлорское, изменяется от 10 - 30 до 70 - 80 % в течение 5 лет эксплуатации. Из данных Ф.Ф. Назарова ( Главтюменнефтегаз) следует, что объем добычи безводной нефти, не нуждающейся в промысловой подготовке, составлял примерно половину от общего объема добываемой нефти. [20]
Анализ данных табл. 4.6 показывает, что в пластах с трещинами неблагоприятной ориентации эффективность даже ниже, чем при отсутствии трещин, при этом протяженность трещин не имеет значения. При неблагоприятной ориентации трещин конечная нефтеотдача пласта почти не изменяется по сравнению с начальной до гидроразрыва пласта, однако добыча безводной нефти уменьшается. [21]
Из геологических факторов наиболее существенными считаются слоистая неоднородность пласта и неоднородность его по простиранию, приводящая к ускоренному продвижению воды по высокопроницаемым пропласткам как равномерно, так и с образованием языков воды. Относительно влияния этих факторов на обводнение скважин по большинству месторождений Башкирии имеется немало прямых и косвенных доказательств-данные исследований профилей притока до и после ограничения притока вод, добыча безводной нефти и нефти, обводненной н 50 - 90 %, из скважин, расположенных в одном ряду, параллельном фронту нагнетания. [22]
Чем больше будет разница в вязкостях вытесняемой и вытесняющей жидкостей, тем скорее последняя прорвется к забоям эксплоатационных скважин, тем более вытянутой будет фигура контура заводнения и тем меньше будет нефтеотдача с заводненной площади за период добычи безводной нефти. [23]
С целью всестороннего представления и обсуждения сложной проблемы проектного числа скважин и дополнительного числа скважин-дублеров рассмотрим процесс разработки крупнейшей нефтяной залежи, вернее, выполним реконструкцию реального процесса; но при этом исключим некоторые второстепенные усложняющие детали, не связанные с проблемой числа проектных скважин и скважин-дуб л еров. Так реальное интенсивное разбу-ривание по годам шло более неравномерно, чем в наших расчетах; заводнение начиналось с некоторым промедлением и давление на устье нагнетательных скважин постепенно увеличивалось от 50 - 60 ат до 100 - 150 ат; постепенно совершался переход от фонтанной эксплуатации добывающих скважин к глубиннона-сосной; постепенно происходил переход от пропорций сеток скважин, соответствующих законтурному заводнению, к пропорциям, более соответствующим внутриконтурному заводнению; постепенно происходил переход от добычи безводной нефти к добыче обводненной; в какой-то довольно продолжительный период осуществлялся форсированный отбор жидкости и вместо ожидаемого увеличения произошло некоторое уменьшение разрабатываемых начальных извлекаемых запасов нефти, которые позже после прекращения форсированного отбора жидкости постепенно были восстановлены. [24]
Согласно параграфу 8.15 эффективность вытеснения для скважин с конечной величиной вскрытия залежи в системах с напором подошвенной воды определяется безразмерным параметром размещения скважин а ( a / h) Vkzlkh, где а - расстояние между скважинами; h - первоначальная мощность нефтяного горизонта; kh, kz - эффективные проницаемости по горизонтали и вертикали. Если а 3 5, местные конусообразные поверхности раздела вода - нефть под забоем каждой скважины сливаются с плоскостью первоначального уровня вода - нефть, не перехлестывая поверхности контакта соседних скважин. Добыча безводной нефти имеет постоянное значение для каждой скважины [ уравнение 8.15 ( 6Н Общая добыча безводной нефти с данной площади изменяется обратно пропорционально квадрату расстояния между скважинами или пропорционально плотности размещения скважин. [25]
 |
Принципиальная технологическая схема стабилизации нефти на типовом участке. [26] |
Однако, тепловая стабилизация применяется и при добыче безводной нефти. Тепловые параметры стабилизации выбирают на основе предварительных исследований по определению оптимальной стоимости суммы выделившихся продуктов и стабилизированной нефти. В ряде случаев стабилизация на промыслах оказывается невыгодной. Целесообразность осуществления стабилизации обусловлена следующими факторами: возможностью заключения контракта на продажу газа, если неизбежен возврат с газобензинового завода на месторождение нефти более 50 % сухого газа и более 40 % нестабильного бензина; принадлежностью ГПЗ владельцу ( владельцам) участка или месторождения, что позволяет им извлекать прибыль как от продажи сжиженных продуктов сухого газа, так и стабилизированной нефти; ограничениями в добыче нефти, а ее стабилизация - дополнительной добычей нефти из действующего фонда скважин; плотностью нефти, что связано с возможностью снижения ее цены. [27]
Они соответствуют прогнозным расчетам на 50 кварталов и относятся к случаю, когда на скважине допускается обводненность продукции в 1 % ( практически безводная добыча), что удобно для последующих сопоставлений. Отсюда следует вывод о практической реальности и целесообразности применения горизонтальных скважин и добычи безводной нефти. [28]
Когда вода прорывается в скважину, действующую под напором подошвенной воды, водонефтяной фактор непрерывно увеличивается. Однако в системах с низкой эффективностью вытеснения рост водонефтяного фактора обычно происходит медленно. Суммарная добыча нефти к моменту установления постоянного водонефтяного фактора в отдельных системах не различается так сильно, как соответствующая добыча безводной нефти ( фиг. [29]
Относительно существующего параметра размещения скважин можно отметить, что отношение расстояния между скважинами к мощности нефтяной зоны обычно таково, что а в изотропных породах попадают в интервалы, для которых добыча безводной нефти приблизительно пропорциональна плотности скважин. Однако суммарная добыча нефти из скважин при этом настолько мала, что эксплуатация их имеет сомнительное промышленное значение. Но там, где эффективность вытеснения при редком размещении скважин велика вследствие анизотропности коллектора, соответствующие значения параметра размещения а автоматически лягут в интервале, для которого добыча безводной нефти будет меньше зависеть от абсолютного размещения скважин. [30]
Страницы: 1 2 3