А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Темп - обводнення

Темпи обводнення розраховують в три етапи.

На темп обводнення продукції, що видобувається, крім розмірів каналу надходження води, істотно впливає потужність живильного шару.

Порівняння темпів обводнення Задонської і Семилукский покладів Речицького родовища показує, що в початковій стадії розробки темп обводнення Задонської поклади значно вище.

Зменшення темпу обводнення продукції може бути досягнуто перекладанням частини видобутку рідини з першого ряду на внутрішні ряди, так як перший ряд екранує роботу наступних рядів і, обвідного, знижує загальний видобуток нафти з покладу.

Порівняння темпів обводнення башкирських і Верейський покладів показує, що в початковій стадії розробки темп обводнення башкирської поклади був значно вище.

Отже, темп обводнення залежить від тиску нагнітання: з підвищенням тиску до деякої межі він зменшується, а при перевищенні цієї межі (особливо в цілому по пласту) інтенсивність обводнення може збільшуватися.

Собівартість 1 т додатково добутої нафти в% від собівартості видобутку нафти без застосування нових методів при різних питомих витратах на реагент. Характер і темпи обводнення родовищ в деякій частині зумовлюють обсяги підготовки нафти, але можуть бути змінені системою збору продукції свердловин. При спільному зборі, коли безводна нафту змішується з обводненной, обсяги підготовки нафти при середній обводнення по родовищу вище 1% дорівнюють обсягам видобутої рідини. Роздільний збір в даному випадку дає можливість різко скоротити обсяги підготовки нафти. Розглянемо зміну цього показника при спільному і роздільному зборі нафти.

На Ромашкінська родовищі темпи обводнення за цей період зростають до 2 2 - 7 7% в рік.

Собівартість 1 т додатково добутої нафти в% від собівартості видобутку нафти без застосування нових методів при різних питомих витратах на реагент. Як відомо, темпи обводнення окремих родовищ неоднакові. На одних родовищах велика частина нафти протягом тривалого часу (10 - 20 років) видобувається безводної, а на інших вже на перше етапі розробки - з водою.

Таким чином, темп обводнення продукції свердловин істотно залежить від умов їх експлуатації, від взаємодії і від зовнішнього впливу на привибійні зони водними розчинами. раціональні умови експлуатації обводнених свердловин полягають в безперервній роботі їх на незмінному режимі і у відсутності зовнішнього впливу на привибійні зони розчинами на водній основі. Вимушені простої обводнених свердловин і вплив на їх привибійні зони повинні бути можливо меншої тривалості.

Прогнозування характеру і темпів обводнення газової поклади і експлуатаційних свердловин можливо в результаті рішення тривимірних задач з рухомою границею поділу газ - вода. Через складність насичення такої математичної моделі вихідною інформацією досліджуються двовимірні задачі теорії водонапірної режиму.

Прогнозування характеру і темпів обводнення газової поклади і видобувних свердловин можливо в результаті рішення тривимірних задач з рухомою границею поділу газ - вода. Зазвичай є складнощі насичення такої математичної моделі вихідною інформацією, тому нерідко досліджуються двовимірні задачі теорії водонапірної режиму. При обліку неоднорідності пласта по колекторським властивостям, довільного розміщення свердловин прогнозування здійснюється в результаті чисельного інтегрування на ЕОМ відповідних крайових задач.

Прогнозування характеру і темпів обводнення газової поклади і видобувних свердловин можливо в результаті рішення тривимірних задач з рухомою границею поділу газ - вода. Зазвичай є складнощі насичення такої математичної моделі вихідною інформацією, тому нерідко досліджуються двовимірні задачі теорії водонапірної режиму. При обліку неоднорідності пласта по колекторським властивостям, довільного розміщення свердловин прогнозування здійснюється в результаті чисельного інтегрування на ЕОМ відповідних тривимірних двофазних крайових задач.

Слід підкреслити, що темпи обводнення спільно розробляються пластів можуть різко відрізнятися і в разі, якщо поточні пластові тиски підтримувати однаковими. Іншими словами, при упруговодонапорном режимі одним з основних умов для запобігання передчасного обводнення одного з пластів є підтримка однакового темпу обводнення.

Еря заданої геометрії поклади темп обводнення однозначно пов'язаний з поточним підйомом контакту газ-вода, тобто з величиною Zfp.

Приклад номограми для розрахунку обводнення продукції (при а4500 т я60 /о, без урахування ліквідації обвідного свердловин. У наступних графах записують темпи обводнення для інших співвідношень в'язкості. Модель видобутку нафти, води і темпів обводнення в залежності від накопиченої видобутку і в'язкості флюїдів. У наступних графах обчислюються темпи обводнення для інших співвідношень в'язкості.

Слід зазначити, що темп обводнення поклади щорічно збільшується, причому і для тих зон поклади, де вже досягнуто період постійного видобутку і навіть здійснюється зменшення річних відборів газу за рахунок регулювання.

Злам вниз (збільшення темпів обводнення) свідчить про негативний технологічному ефекті. При цьому коефіцієнт нафтовіддачі не тільки не зростає, але навіть зменшиться в порівнянні з цим параметром при розробці ділянки без впливу на пласт.

Незважаючи на відмінність в темпах обводнення, для всіх покладів характерна загальна риса, яка полягає в тому, що при високій обводнення видобувається невелика частка нафти від сумарного видобутку.

Оскільки причини, характер і темпи обводнення змінюються в часі, на свердловинах змінюють і методи видалення води, зазвичай від простих і дешевих до складних і дорогих. Розрізняють методи періодичного і безперервного видалення рідини з вибою свердловин.

З початку закачування води визначені темпи обводнення продукції по всіх свердловинах дослідної ділянки і побудована карта просування води по площі.

Як параметр для оцінки темпів обводнення нами використана середня швидкість w наростання обводнення продукції свердловини, значення якої відповідає приросту обводнення (в%) при видобутку одиниці об'єму рідини. Швидкість наростання обводнення на кожному прямолінійній ділянці постійна, перехід же з однієї ділянки на іншу супроводжується її зміною. Таким чином, злам вниз на відрізку характеристики першого типу відповідає різкого збільшення швидкості наростання обводнення продукції свердловини на наступній стадії її роботи.

Характер впливу динаміки пластового тиску на темпи обводнення продукції вивчали за даними свердловин з характеристиками об-ввдненія перших трьох типів. Частка свердловин з характеристиками обводнення цих типів становить 73% від загального числа вивчених, що повністю відповідає частці свердловин горизонту Р 1 з характеристиками такого типу.

Збільшується темп відбору нафти, знижуються темпи обводнення продукції.

Зі зменшенням ж пластового тиску підвищуються темпи обводнення нижнього прошарків, що сприяє проникненню води в верхню частину пласта.

 Дається порівняльна оцінка різних методів розрахунку темпів обводнення покладів. Виявлено причини відповідності та невідповідності розрахункових даних процесу обводнення фактичним при різних методах розрахунку. Результати роботи можуть бути використані при аналізі розробки і при проектуванні розробки нафтових родовищ.

В даний час найбільш достовірні методи прогнозування темпів обводнення розроблені для випадку, коли поклад нафти експлуатується рядами свердловин. Якщо поклад знаходиться в тривалій експлуатації, то є можливість прогнозування обводнення по свердловинах окремо.

На характер переміщення пластових та закачані вод, темпи обводнення і період безводної експлуатації сильно впливає наявність або відсутність слабо або нізкопроніцаемих гропластков між нижніми дірами перфорації і початковим становищем ВНК.

Залежності зміни по-донасищенності під забоєм видобувної свердловини від відібраних запасів газу для варіанта 4 в точках з координатами. 1 - (775. 2 - (675. 3 - (575. | Розподіл тиску уздовж осі х для варіанта 4 в п'ятому шарі на момент відбору 25 1 (Л, 39 5 ( 254 (3612 (4 і 64 (5% від початкових запасів газу. Аналіз кривих на рис. 3.5 показує, що темп обводнення в міру наближення води до забою свердловини збільшується. Інтенсивність горизонтального перетоку води зростає настільки, що коефіцієнт водонасиченому в точці Т1 практично не росте, незважаючи на підтікання в неї з нижчих верств.

При наближенні ГВК обводняется вся потужність пласта, темп обводнення високий. Мови обводнення прориваються по окремим лроіласткам, в той час як з іншого розрізу пласта надходить газ. Темп обводнення і витрата води можуть бути тривалий час незначними, так як ГВК знаходиться ще далеко від свердловини. Сторонні води можуть прориватися в різних кількостях, часто невеликих.

Закономірності впровадження в поклад води визначають не тільки темпи обводнення пластів, а й момент початку впровадження, початковий перепад тиску.

Схема геологічної будови пласта, розкритого свердловиною з характеристикою обводнення першого типу. | Схема геологічної будови пласта, розкритого свердловиною з характеристикою обводнення другого типу. В такому випадку зі зниженням пластового тиску зменшуються темпи обводнення домінуючого пропластками. При цьому знизиться ймовірність проникнення води з домінуючого пропластками в верхню розчленовану частину пласта, що сприяє зниженню швидкості наростання обводнення і переходу характеристики обводнення на другу ділянку зі зламом графіка вгору.

В даний час для розрахунків видобутку нафти і темпів обводнення розроблені експрес-методи, в основу яких закладені закони натурного моделювання.

В даний час для розрахунків видобутку нафти і темпів обводнення розроблені експрес-методи, в основу яких покладені закони натурного моделювання.

Питання про те, як розпорядитися інформацією про темпи обводнення в залежності від характеристик геологічної будови і розробки поклади з ВНЗ, досить складний. Можливе проведення оптимізації: інтервалу розкриття пласта (див. Розділ 2), швидкості відбору запасів і, нарешті, проведення превентивних заходів щодо запобігання або відстрочення обводнення свердловин. Залишається відкритим питання визначення ефективності попереджувальних заходів.

Залежність обводнення продукції. З наведеного малюнка видно, що зі збільшенням z темпи обводнення продукції, що видобувається різко зростають. Аналогічні криві залежності отримані і по іншим родовищ.

При масової зупинки обводнених свердловин спостерігається; різке збільшення темпу обводнення по поклади в цілому.

Для цього випадку підстава конуса підошовної води різко збільшується і темп обводнення дуже низький. Але в даному випадку при рухливості води, що значно перевищує рухливість нафти, можливо згодом відтискування нафтової фази з привибійної зони через загальний фільтр.

Ущільнення сітки свердловин дозволяє значно інтенсифікувати видобуток нафти, знижує темпи обводнення пластів, істотно підвищує кінцеву нефтеотдачу.

Залежність відносини числа свердловин фонтанної і механізованої видобутку до загальної кількості свердловин від накопиченої видобутку. Найбільш важким для розрахунку технологічних показником розробки нафтового покладу є темпи обводнення продукції поклади в часі.

На відміну від способів орієнтовної оцінки водного чинника метод прогнозування темпів обводнення по паливному еквіваленту розробки дозволяє об'єктивно визначати його розрахунковим шляхом.

Ця система призводить до зростання (в середньому 2 рази) темпів обводнення, зниження періоду безводної видобутку нафти, скорочення другої стадії розробки і більш швидкого збільшення коефіцієнта падіння видобутку нафти в пізній стадії розробки.

Злам вгору свідчить про зменшення швидкості наростання обводнення продукції, зниження темпів обводнення. В результаті збільшується поточний коефіцієнт нефтеизвлечения, що в кінцевому рахунку може привести до збільшення нафтовіддачі.

Аналіз характеру обводнення свердловин і пластів показав, що переважний вплив на темпи обводнення надає природна тріщинуватість, прояв якої залежить від тиску нагнітання і динаміки пластового тиску.

Карта изобар на 1/11973 р Аналіз характеру обводнення свердловин і пластів показав, що переважний вплив на темпи обводнення надає природна тріщи-Новато, прояв якої залежить від величини тиску нагнітання і динаміки пластового тиску.

З кривих на рис. 3186 для варіанта 8 видно, що темп обводнення зони, розташованої під забоєм свердловини, різко збільшується в міру підйому води в вищележачі шари. Так, якщо коефіцієнт водонасиченому в другому горизонтальному шарі, розташованому в газонасищевной області, досягає 065 за час відбору 27 3% початкових запасів газу, то для шостого шару - за час відбору 9 1% початкових запасів. Таким чином, починаючи з моменту відбору приблизно 40% початкових запасів газу, відбувається лавиноподібне обводнення області під забоєм свердловини практично одночасно по всій товщині шару.

Таким чином, нестаціонарне заводнення зі зміною фільтраційних потоків дозволяє істотно знизити темпи обводнення покладів нафти, скоротити видобуток води і в кінцевому підсумку збільшити нефтеотдачу пластів.