Файл: Дипломная работа Анализ характеристик обводнения нефтедобывающих скважин на ЮжноСосновском месторождении Гомель.doc

tзаб=10+0,025*2450=71,3°С

Выбираем тампонажный цемент для "горячих" скважин, время начала схватывания с момента затворения у которого равно 105 мин. Тогда допустимое время цементирования
Тдоп=0,75*Тзат=0,75*105=79 мин. (8)
Определим объём колонны заливочных труб:
V=Δ*(π/4)*(d2в1*h1+d2в2*h2), (9)
где dв1 и dв2 - соответственно внутренние диаметры НКТ диаметром 73 и 89 мм, м;

h1, h2 - соответственно длина секций колонны заливочных труб, м;

Δ - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости, равный 1,01-1,10 (принимаем1,02).

V=1,02*0,785*(0,0622*1600+0,0762*800)=4,9+3,7=8,6 м3.

Определим время, необходимое для полного заполнения колонны заливочных труб при работе одним агрегатом ЦА-320М на 5-й скорости при диаметре втулок 115 мм.
мин. (10)
Время вымыва излишка тампонажного раствора при обратной промывке при работе одним агрегатом ЦА-320М на 4-й скорости
мин. (11)
Время на затворение и продавку тампонажного раствора в пласт
мин. (12)
где Т0 - время на подготовительные и заключительные работы при затворении цемента (5-10 мин).

Определим объём тампонажного раствора, который можно закачать в пласт за 49 мин.:
м3. (13)
Однако раствор, исходя из приёмистости пласта, закачивают в несколько приемов. Поэтому принимаем

Vтр=7 м3.

Определим плотность тампонажного раствора по формуле:
, (14)
где m - жидкостно-цементное отношение (m=0,4-0,5);

и - плотность соответственно тампонажного цемента и жидкости затворения, т/м3.

Тогда

т/м3.

Количество сухого цемента, необходимое для приготовления 7 м3 раствора, определяем по формуле:
. (15)
Подставив численные значения получим:

---

т.

Количество тампонажного материала, которое необходимо заготовить с учетом потерь при его затворении, составит:
, (16)
где К1 - коэффициент, учитывающий потери при затворении тампонажного материала (при использовании цементосмесительных машин К1=1,01, при затворении вручную К1=1,05-1,15). Тогда

т.

Количество жидкости, необходимой для затворения тампонажного материала, определяется по формуле:
, (17)

где К2 - коэффициент, учитывающий потери жидкости при затворении (К2=1,05-1,10).

м3.

Анализ водоизоляционных работ
Таблица 12. Анализ эффективности по биополимерам

№ скв	Дебет до ВИР, т/сут	Дебет после ВИР, т/сут	Обводнённость до, %	Обводнённость после, %	Продолжительность эффекта, сут.	Дополнительно добыто, тонн
1	2,4	7,2	97,5	92,5	551,8	1831,8
2	0,5	2,5	96,7	87,3	469,9	695,9
3	1,2	5,7	93,7	68,5	309,2	645,2
4	2,3	4,3	94,3	90,1	399,8	751,7
5	1,6	3,2	99,2	98,4	582,8	1972,7
6	2,5	4,6	56,8	50,8	268,9	480,8
7	3,4	5,9	55,8	49,8	150,8	157,3
8	0,6	5,7	99,2	90,0	604,8	1595,5
9	3,9	8,8	97,5	95,0	416,4	723,1
10	3,8	6,5	97,8	96,2	513,1	1665,1

---

Водоизоляционные работы проводятся в связи с увеличением обводнённости скважины. Причинами обводнения могут быть недоброкачественное цементирование эксплуатационной колонны, вследствие чего не достигается полного разобщения нефтеносных горизонтов от водоносных; нарушение цементного кольца в заколонном пространстве или цементного стакана на забое скважины; дефект в эксплуатационной колонне; наличие в теле трубы трещин, раковин.
Таблица 13. Анализ эффективности по жидкому стеклу

№ скв	Дебет до ВИР, т/сут	Дебет после ВИР, т/сут	Обводнённость до, %	Обводнённость после, %	Продолжительность эффекта, сут.	Дополнительно добыто, тонн
1	3,1	6,4	99,2	88,3	1189	11039
2	4,7	5,0	14,5	21,4	752	1168
3	0,4	3,4	99,2	86,1	638	731
4	1,3	5,6	98,4	86,6	1113	2696
5	0,7	1,4	96,9	83,7	1356	4855
6	0,7	4,3	99,2	90,0	1200	2598
7	0,4	3,3	99,2	92,7	1110	2746
8	1,2	2,8	99,4	18,6	369	2106
9	1,9	6,2	99,6	87,8	570	1163
10	0,1	2,8	98,4	45,3	1267	1913

В 2004 году количество обработок, произведённых в УПНПиРС, составило 20. Общая технологическая эффективность которых составляет 86%, а экономическая эффективность составляет 95%.

---

Средний дебит по нефти до обработок составлял 1,8 т/сут, при обводнённости 98%. После обработок дебит нефти составил 3,8 т/сут, а обводнённость 95%.

Дополнительная добыча составила 5310 тонн, а всего добыто 9496 тонн нефти. Средняя продолжительность эффекта при использовании жидкого стекла составляет 965,8 суток, а продолжительность при использовании биополимера составила 462,.92 суток.

Рассмотрим эффективность применения биополимера на примере 10 скважин. В общем можно сказать, что средний дебит до обработки составляет 2.22 т/сут, обводнённость 88.85%. После закачки биополимера средний дебит на 10 скважин составил 5.44 т/сут, обводнённость составила 81,86%. Средняя продолжительность эффекта составляет 380 дней, а добыча составляет 1052 тонны.

Эффективность применения жидкого стекла на примере 10 скважин. Средний дебит до обработки составляет 1,45 т/сут, обводнённость 90,4%. После закачки жидкого стекла средний дебит на 10 скважин составил 4,2 т/сут, обводнённость составила 70,1%. Средняя продолжительность эффекта составляет 956.4 дней, а добыча составляет 3101,5 тонны.

Таким образом из проведённого анализа следует, что эффективность жидкого стекла намного выше, чем биополимеров. Это видно из продолжительности эффекта, который почти в 3 раза больше, чем у биополимеров.

2.5 Выводы и предложения
Проведение водоизоляционных работ в большинстве случаев связано с перекрытием отдельных пластов и их интервалов или ликвидацией путей сообщения скважины с другими пластами, являющимися в нефтяных скважинах источниками притока пластовой воды.

Наиболее распространёнными методами борьбы с водопроявлениями в УПНПиРС являются жидкое стекло и биополимеры.

Анализ показал, что жидкое стекло (силикат натрия) применять намного эффективнее, чем биополимеры и оно имеет ряд преимуществ:

высокие водоизолирующие свойства;

экологическая чистота в применении;

негорючесть и нетоксичность;

применяется как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах;

применима в условиях как терригенных, так и карбонатных коллекторов;

температура пласта 20-150 °С;

обводнённость добываемой продукции - не лимитируется;

температура замерзания минус 10 °С;

небольшие затраты.

Для оценки качества водоизоляционных работ по отключению отдельных пластов и ликвидации нарушений обсадных колонн используется определение герметичности колонны опрессовкой и снижением уровня.

---

Согласно этой формуле относительное содержание воды в продукции скважины не зависит ни от степени вскрытия пласта, ни от депрессии, а является функцией соотношения толщин водо- и неф-тенасыщенных частей пласта, их проницаемости и вязкости жидкостей.

В условиях резкой неоднородности продуктивных пластов по проницаемости и свойствам насыщающих жидкостей значительные запасы нефти отбираются в водный период эксплуатации добывающих скважин. При обводненности извлекаемой жидкости свыше 96 - 98 % эксплуатация скважин экономически нецелесообразна, они или исключаются из разработки, или проводятся водоизоляционные работы. Исходя из этого, основная задача всех методов воздействия на пласт, направленных на повышение нефтеотдачи, сводится к обеспечению максимального отбора нефти до момента полного обводнения продукции добывающих скважин. Следует учесть, что 50 - 70 % балансовых запасов нефти остаются неизвлеченными из недр в виде менее проницаемых пропластков и линз из-за преждевременного прорыва воды или другого нефтевытесняющего агента по узким высокопроницаемым зонам.

Большая нефтепромысловая практика применения методов ограничения притока вод в скважины [2, 3] показала возможность успешного выравнивания проводимости пластов за счет повышения фильтрационного сопротивления обводненных зон с применением водоизолирующих материалов и других средств. Однако недостаточная изученность механизма действия методов ограничения притока вод в добывающие скважины и движения в пластах привела к недооценке роли их в системе разработки нефтяного месторождения, чем можно объяснить отсутствие высокоэффективных методов воздействия на обводненные пласты на поздней стадии их эксплуатации - при отборе не более 30 - 50 % запасов нефти.

Регулирование процесса разработки в условиях прогрессирующего обводнения необходимо вести в двух взаимосвязанных направлениях:

 снижение обводненности продукции скважин за счет вовлечения в более интенсивную разработку слабопроницаемых пластов, а также широкого внедрения средств по ограничению притока вод к забоям добывающих скважин и движения их по обводненным зонам;

 обеспечение полноты выработки запасов обводнившихся пластов путем отбора большого количества жидкости.

Ограничение притока воды в добывающие скважины на промыслах осуществляется под обобщенным названием РИР. Влияние их на нефтеотдачу изучено недостаточно, и они рассматриваются как метод интенсификации добычи нефти из обводненных скважин. Дифференциация их по функциональному назначению в технологических процессах показала следующее.

---