На рисунках 3.16 и 3.17 представлены графики влияния типоразмера насоса на количество месяцев до повторного обводнения и повторную обводненность скважины после интенсивного отбора прикровельной нефти. Как видим, чем более мощный насос мы используем после создания нефтеводонасыщенной зоны, тем быстрее скважина обводняется за счет создания большой депрессии на пласт . Это еще раз подтверждает вывод о том, что после создания нефтеводонасыщенной зоны оптимальным типоразмером насоса будет ЭЦН-20-1200, так как при этом обеспечивается оптимальная депрессия на пласт и скважина эксплуатируется в безводном режиме в течение более долгого срока. При увеличении типоразмера насоса депрессия на пласт возрастает и обводненность жидкости растет за более короткий срок.
В таблице 3.4 приведены средние показатели работы 13 скважин введенных в эксплуатацию традиционным способом, без усовершенствованной технологии стимуляции. Также в таблицах 3.5, 3.7 приведены показатели эксплуатации скважин для создания нефтеводосодержащей зоны. Затем в таблицах 3.6 и 3.8 приведены показатели эксплуатации скважин после применения усовершенствованой технологии стимуляции, т. е. после создания нефтеводосодержащей зоны.
За основной показатель сравнения взята добыча попутной воды при достижении накопленной добычи нефти 5 тыс.т , 10 тыс.т , 15 тыс.т , 20 тыс.т и до отключения эксплуатируемого пласта.
Применением предлагаемого способа на скважине № 2797 достигнуты следующие результаты :
- при достижении накопленной добычи нефти 5 тыс. т предлагаемым способом добыто 442 т попутной воды , ВНФ составляет 0,09 т/т , а традиционным способом добыто 92489 т воды , ВНФ составляет 18,4 т/т;
- при достижении накопленной добычи нефти 20 тыс. т предлагаемым способом добыто 31000 т попутной воды , ВНФ составляет 1,53 т/т, а традиционным способом добыто 657458 т воды , ВНФ составляет 32,9 т/т;
- при достижении накопленной добычи нефти 30983 т предлагаемым способом до отключения пласта добыто 171727 т попутной воды , ВНФ составляет 5,54 т/т , а традиционным способом при достижении накопленной добычи 23431 т до отключения пласта добыто 897000 т попутной воды , ВНФ составляет 38,3 т/т;
- предлагаемым способом добыто 19821 т нефти за 735 дней работы, а традиционным способом добыто 19553 т нефти за 2337 дней работы.
Таким образом, проанализировав все полученные результаты можно сделать следующие выводы по условиям применения метода "обратный конус":
- метод "обратный конус" может применяться на скважинах, вскрывающих водоплавающие залежи.
- данная технология может применяться на скважинах, введенных из бурения, в том числе и на боковых стволах;
- продуктивный коллектор в скважине должен изначально подстилаться подошвенной водой;
- водонасыщенная часть пласта должна обладать хорошей пористостью, находящейся в пределах 20 – 22 % и небольшим значением глинистости – 0,02 – 0,04;
- после создания нефтеводонасыщенной зоны рекомендуется использовать насосы малой производительности, например, ЭЦН-20-1200, чтобы не создавать значительную депрессию на пласт, которая ведет к более быстрому обводнению продукции.
На основании вышеизложенных принципов для применения данной технологии была взята скважина № 3392, в которой пористость водонасыщенной части %, нефтенасыщенная мощность м, водонасыщенная мощность м, пласт Д2, можно предположить, что после проведения мероприятия среднесуточный дебит по ней составит т/сут. В дальнейшем она была использована для расчета экономической эффективности (смотри раздел 5).
На месторождениях девонских залежей нефти в поздней стадии разработки повсеместно имеются условия для применения предлагаемой технологии. Считаю, что метод может применяться в больших масштабах.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.