Факторы влияющие на продуктивность скважин.

⇐ ПредыдущаяСтр 5 из 11Следующая ⇒

ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИН — характеристика добывающей скважины), определяющая отбор пластового флюида при её эксплуатации. Численно оценивается коэффициентом продуктивности, равным отношению дебита скважины к депрессии за единицу времени. В практике пользуются также коэффициент удельной продуктивности, учитывающий дебит скважины, приходящийся на единицу мощности пласта (1 м).

Продуктивность зависит от мощности и проницаемости пласта, вязкости, а также компонентного состава пластового флюида, диаметра скважины, степени и совершенства вскрытия пласта, способа вскрытия, физико-химических свойств и загрязнённости призабойной зоны. Продуктивность может со временем меняться в зависимости от изменения нефтегазонасыщенности пласта и свойств призабойной зоны скважины.

Критерии обслуживающие эффективность вытеснения нефти из пластов растворами ПАВ.

Наиболее приемлемым для этого процесса считается раствор полиакриламида (ПАА) известкового способа нейтрализации.Рекомендуется для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти — 10—50 мПа с. Учитывая возможность снижения приемистости нагнетательных скважин вследствие повышенной вязкости раствора и соответственно низких темпов разработки залежей, метод целесообразно применять при значительной проницаемости пород-коллекторов—более 0,1 мкм². Благоприятны залежи с относительно однородным строением продуктивных пластов, преимущественно порового типа.

Вместе с тем считают, что наиболее эффективно метод может быть применен на новых залежах (с низкой водонасыщенностью пластов) при низкой глинистости коллекторов (не более 8—10%). Вследствие потери полимерами при высокой температуре способности загущать воду метод целесообразно применять при температуре пластов не выше 70—90°С. Допустимая глубина залегания продуктивных отложений определяется потерями давления на трение вязкой жидкости в нагнетательных скважинах и величиной геотермического градиента.

Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ ПАВ.

Метод рекомендуется для залежей с водонасыщенностью пласта не более 15% (с учетом способности реагента к селективной адсорбции на стенках во-донасыщенных пустот породы), при вязкости пластовой нефти 5—30 мПа-с, проницаемости пласта выше 0,03—0,04 мкм², температуре пласта до 70 °С.

Определение основных параметров разработки месторождений при вытеснении нефти оторочкой двуокиси углерода.

Исследования, экспериментальные и аналитические, показывают, что более высокую эффективность от этого метода можно получить, нагнетая необходимый объем СО₂ небольшими порциями попеременно с водой либо одновременно нагнетая СО₂ и воду. Эффективность этого процесса в большей мере зависит от отношения размеров порций СО₂ и воды, т. е. газоводяного отношения при чередующейся закачке.

С уменьшением этого отношения уменьшается вязкостная неустойчивость продвижения СО₂ (он более равномерно распределяется по пласту), уменьшается вероятность преждевременного прорыва СО₂ по высокопроницаемым слоям в нагнетательные скважины и в результате увеличивается коэффициент охвата. При некоторых соотношениях воды и СО₂ коэффициент охвата может быть выше, чем при обычном заводнении или при нагнетании карбонизированной воды. Вместе с тем при малом соотношении объемов газа и воды процесс по эффективности приближается к закачке карбонизированной воды.

При увеличении газоводяного отношения возможно неблагоприятное проявление гравитационной неустойчивости из-за различных плотностей воды и СО₂. Вода будет стремиться вниз, а СО₂ — к верхней части пласта. Или же при резкой слоистой неоднородности СО₂ будет прорываться в добывающие скважины по высокопроницаемым слоям, а затем туда устремится и вода, обеспечивая низкий охват процессом вытеснения. Поэтому существует оптимальное отношение объемов СО₂ и воды при чередующейся закачке для достижения наибольшего эффекта, которое должно обосновываться специальными исследованиями и расчетами исходя из реальных условий неоднородности пластов, растворимости СО₂ в воде и нефти и др.

Решающий фактор при выборе отношения объемов закачки СО₂ и воды — недопущение прорыва СО₂ к добывающим скважинам. Обычно это отношение может изменяться от 0,25 до 1.

Размеры оторочек (порций) СО₂ и воды могут быть достаточно большими — до 10—20% от объема пор при полной смесимости СО₂ и нефти, высокой нефтенасыщенности и достаточной однородности пласта. В случае слабой смесимости СО₂ и нефти (тяжелые нефти, низкое давление) порции СО₂ и воды должны быть малыми при чередующейся закачке.

С повышением неоднородности пластов и вязкости нефти размеры порций СО₂ и воды должны уменьшаться. При маловязких нефтях и слабой неоднородности пластов СО₂ целесообразно применять с начала разработки.

В неоднородных пластах и при высоковязкой нефти более высокую конечную нефтеотдачу можно получить, применяя СО₂ на поздней стадии разработки, т. е. в заводненном пласте. Этот неожиданный эффект объясняется различной растворимостью СО₂в нефти и воде.

Дата добавления: 2019-02-22; просмотров: 1563; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 1 2 3 456 7 8 9 10 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!