Рассмотрим также, как влияет отношение водонасыщенной и нефтеводонасыщенной толщин на величину среднесуточного дебита после проведения мероприятия. Из рисунка 3.15 можно сделать вывод, что чем больше водонасыщенная толщина превосходит по величине нефтеводонасыщенную, тем меньший среднесуточный дебит мы получим в результате мероприятия.
Из рисунка 3.16 видим, что больше расстояние от верхних дыр перфорации до границы водонефтяного контакта, тем больший дебит мы получим в результате проведения мероприятия. Вероятно, это связано с тем, что создается более обширная нефтеводонасыщенная зона, которая препятствует прорыву воды к перфорационным отверстиям.
Проектирование применения технологии в скважине из бурения на основе выполненного анализа фактических результатов эксплуатации и геологических характеристик вскрываемых девонских пластов позволяет сделать некоторые выводы.
На рисунке 3.13 показаны зависимости основных
На практике было получено следующее: на скважине № 2402 создание нефтеводонасыщенной зоны происходило с отбором 165 т/сут, в течении 345 дней работы. Отбор прикровельной нефти производили установкой ЭЦН-80. Эксплуатация скважин началась с дебитом нефти 43 т/сут , обводненностью 33.4 % и депрессией на пласт 30 атм. По истечении шесть месяцев обводненность продукции выросла до 93,7 % , т. е. величина отбора жидкости из скважины и соответственно депрессия на пласт равная 30 атм. оказалась завышена. Нефть была вымыта из созданной зоны и вода прорвалась к перфорационным отверстиям .
На скважине № 2797 создание нефтеводонасыщенной зоны происходило с отбором 120 т/сут в течении 236 дней работы. Отбор прикровельной нефти производили установкой ЭЦН-40. Эксплуатация началась с дебитом нефти 44 т/сут , обводненностью 1.5 % , депрессией на пласт 15 атм , и течение 20 месяцев было добыто 20000 тонн нефти. Далее депрессия на пласт повысилась до 30 атм в результате смены насоса на более производительный и обводненность возросла до 79.8 %.
На скважине № 2890 после создания нефтеводонасыщенной зоны отбор начали установкой ЭЦН-20 , с начальным дебитом нефти 35 т/сут , обводненностью 10,9 % и депрессией 10 атм. Скважина эксплуатировалась 19 месяцев, прежде чем обводненность достигла 89,3 %. Нефти за этот период отобрано 17766 т , воды 36114 т .
Практические результаты внедрения метода
На скважине № 3368 отбор прикровельной нефти начали установкой ЭЦН-20-1200, с начальным дебитом нефти 38,39 т/сут, прошло 12 месяцев прежде чем обводненность достигла 90,9 %. За это время нефти было отобрано 6386 т, воды 10053 т.
На скважине № 306С1 отбор прикровельной нефти начали установкой ЭЦН-20-1200 с началльным дебитом 30,83 т/сут, скважина эксплуатировалась семь месяцев, прежде чем обводненность достигла 94,2 % за счет смены насоса на более производительный ЭЦН-50-1300. На сегодня нефти добыто 5650 т, воды 42568 т.
На скважине № 2014С1 отбор начали установкой ЭЦН-20-1200 с начальным дебитом 31,01 т/сут, скважина эксплуатируется в течение
11 месяцев, нефти отобрано 10678 т, воды 1477 т, обводненность 12,1 %.
На скважине № 2245С1 отбор прикровельной нефти начали установкой ЭЦН-20-1200 с начальным дебитом 9,94 т/сут. Скважина эксплуатируется в течении 12 месяцев, нефти отобрано 2265 т, воды 12988 т, обводненность на данный момент достигла 68,3 %.
Считаю , что экспериментами на различных скважинах можно попытаться определить оптимальный отбор после создания нефтеводонасыщенной зоны. Во всяком случае , наименьший отбор - 10-20 м3/сут , является наиболее желательным , т. к. при этом обеспечивается наименьшая депрессия на созданную нефтеводонасыщенную зону ( около 5-10 атм ).
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.