После проведения в феврале - марте 2003 г. водоизоляционных работ по ликвидации заколонного перетока и отсечению обводненных пропластков в скважине 201 Южно-Осташковичского месторождения скважина не успела выйти на нормальный режим работы. Продукция скважины оказалась полностью обводненной. Эффекта от проведения данного ГТМ получено не было. Повторные работы и перевод на вышележащий интервал привели к увеличению плотности попутно добываемых вод с 1,14 г/см3 до 1,15 г/см3, что является признаком высокого качества проведения ГТМ. Обводненность добываемой продукции снизилась до 20%. Однако через два месяца после завершения ГТМ плотность попутных вод начала постепенно снижаться и в декабре достигла 1,130 г/см3. За то же время содержание воды в продукции скважины увеличилось с 35% в июле до 60% в декабре. Тем не менее эффективность проведения данного мероприятия оказалась очень высокой (с июля по декабрь 6867 т дополнительно добытой нефти).
Проведение в сентябре - ноябре 2001 г в скважине 31 Дубровского месторождения водоизоляционных работ с отсечением обводненных пропластков не привело к изменению плотности попутных вод. Обводненность добываемой продукции также осталась очень высокой (98%). После проведенных в феврале - апреле 2002 г. повторных работ плотность попутно добываемой воды также не изменилась. Продукция скважины оказалась практически полностью обводненной. Эффекта от проведения данного ГТМ достигнуто не было.
В результате проведенных в декабре 2002 г. - январе 2003 г. в скважине 144 Южно-Сосновского месторождения водоизоляционных работе переводом на вышележащий интервал, плотность попутных вод не изменилась. Очевидно вышележащий интервал оказался насыщенным водой, аналогичной поступавшей из работавшего ранее продуктивного пласта. Тем не менее, обводненность добываемой из этой скважины продукции снизилась с 97% до 85%. Эффективность данного мероприятия составила с января по декабрь 2003 г. — 2038 т дополнительно добытой нефти.
Еще одна интересная особенность изменения плотности попутно добываемых вод в процессе эксплуатации добывающих скважин связана с изменением способа добычи. Так, по скважине 201 Южно-Осташковичского месторождения отмечено существенное увеличение плотности попутных вод при переводе скважины с фонтанного способа эксплуатации на УЭЦН (май 1999 г., июль 2000 г.). При этом перевод скважины на добычу нефти с помощью погружного насоса приводит к почти полному обводнению добываемой продукции. В конце 2000 г. -начале 2001 г. при добыче нефти с вышележащего интервала установлено закономерное нарастание плотности вод при выходе скважины на нормальный режим работы и ее стабилизация на уровне 1,14 г/см3. В мае - июне 2001 г, при снижении дебита скважины отмечается снижение плотности попутных вод, а увеличение дебита в июле - августе приводит к ее росту (рис ). По-видимому, перевод скважины на механизированный способ добычи, ведущий к увеличению отборов жидкости, приводит к подключению к работе удаленных от призабойной зоны
участков, в которых, в связи с более застойными условиями, содержится вода повышенной плотности. Более высокая фазовая проницаемость воды по отношению к нефти приводит практически к полной обводненности скважины.
После проведенных в ноябре 2000 г. в рассматриваемой скважине водоизоляционных работ с переводом на вышележащий интервал плотность попутно добываемой воды снизилась с 1,15 г/см (до начала работ) до 1,14 г/см3 параллельно со снижением обводненности добываемой продукции с 99% до 18%. Эффективность данного мепоприятия оказалось очень высокой (с декабря 2000 г. по октябрь 2001 г. 13135 т дополнительно добытой нефти).
В мае 2002 г. скважина 225 Осташковичского месторождения была переведена с УЭЦН-50 на УЭЦН-200. Причиной перевода стала необходимость увеличения объемов добычи нефти. В результате использования насоса более высокой мощности обводненность добываемой продукции практически не изменилась, а плотность попутно добываемых вод увеличилась с 1,18 г/см3 до 1,20 г/см3 (рис. ). Увеличение плотности, очевидно, связано с подключением к работе ранее не участвовавших в процессе разработки интервалов или участков пласта, попутные воды которых характеризуются повышенной долей пластовых рассолов, В пользу этого свидетельствует также увеличение содержания кальция в попутно добываемых рассолах с 29060 мг/см3 (в феврале 2002г.) до 39078 мг/см3 (в марте 2002г.).
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.