Диссертация (1172986), страница 9

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 9)

Расчет и анализ комплексных характеристик различных групп скважинРассмотрим еще пару примеров из скважин группы 1:Таблица 4.2 – Исходные данные для расчетов по скважинам №3178, №3838Опорная скважина №3178Скважина-кандидат №3838Qж=50 м3/сутQж=53 м3/сутQн=31 т/сутQн=34,7 т/сутВ=28%В=24%Ндин=1232 мНдин=1232 мПроведем расчет комплексных характеристик данных скважин:Опорная скважина №3178Плотность жидкостикг/м3,Забойное давлениеМПа.Коэффициент пропорциональности по жидкости:,По нефти:,.95Снижение коэффициента пропорциональности по нефтиза счетобводненности продукции, которая составляет:,то есть снижение коэффициента пропорциональности составляет 28%, чтосовпадает с обводненностью продукции.Скважина-кандидат №3838Плотность жидкостикг/м3,Забойное давлениеМПа.Коэффициент пропорциональности по жидкости:,По нефти:,.Снижение коэффициента пропорциональности по нефтиза счетобводненности продукции:,то есть снижение коэффициента пропорциональности составляет 24%, чтосовпадает с обводненностью продукции.Чтобы быть в полной уверенности в том, что выбранные опорные скважиныи скважины-кандидаты являются подобными, также проверим их адекватность,проведя расчеты по паре скважин из группы 2 и 3:- из группы 2 скважины №3183-№3203;- из группы 3 скважины №3138-№4953.96Исходные данные по скважинам группы 2:Таблица 4.3 – Исходные данные для расчетов по скважинам №3183, №3203Опорная скважина №3183Скважина-кандидат №3203Qж=38 м3/сутQж=65 м3/сутQн=11,5 т/сутQн=18,5 т/сутВ=65%В=67%Ндин=1687 мНдин=986 мОпорная скважина №3183Плотность жидкостикг/м3,Забойное давлениеМПа.Коэффициент пропорциональности по жидкости:,По нефти:,.Снижение коэффициента пропорциональности по нефтиза счетобводненности продукции, которая составляет:,то есть снижение коэффициента пропорциональности составляет 64,8%, чтосовпадает с обводненностью продукции.Скважина-кандидат №3203Плотность жидкостикг/м3.Забойное давлениеМПа.97Коэффициент пропорциональности по жидкости:,По нефти:,.Снижение коэффициента пропорциональности по нефтиза счетобводненности продукции:,то есть снижение коэффициента пропорциональности составляет 67%, чтосовпадает с обводненностью продукции.Исходные данные по скважинам группы 3:Таблица 4.4 – Исходные данные для расчетов по скважинам №3138, №4953Опорная скважина №3138Скважина-кандидат №4953Qж=20 м3/сутQж=25 м3/сутQн=4 т/сутQн=5,8 т/сутВ=77%В=73%Ндин=1782 мНдин=1698 мОпорная скважина №3138Плотность жидкостикг/м3,Забойное давлениеМПа.Коэффициент пропорциональности по жидкости:,По нефти:,98.Снижение коэффициента пропорциональности по нефтиза счетобводненности продукции, которая составляет:,то есть снижение коэффициента пропорциональности составляет 76,85%, чтосовпадает с обводненностью продукции.Скважина-кандидат №4953Плотность жидкостикг/м3.Забойное давлениеМПа.Коэффициент пропорциональности по жидкости:,По нефти:,.Снижение коэффициента пропорциональности по нефтиза счетобводненности продукции:,то есть снижение коэффициента пропорциональности составляет 73%, чтосовпадает с обводненностью продукции.Таким образом, по результатам анализа комплексных характеристикопорных скважин и скважин-кандидатов следует:1.

Все скважины, участвующие в ОПР в качестве кандидатов и опорных,эксплуатируются с забойным давлением в пределах или выше рациональногозабойного давления (0,75Рнас).992. Влияние обводненности продукции на коэффициент пропорциональностипо нефти как опорных, так и скважин-кандидатов одинаково, то есть снижениепродуктивности прямо пропорционально увеличению обводненности;3. Предлагаемые мероприятия по ГФО на скважинах-кандидатах направленына увеличение коэффициента пропорциональности по нефти за счет сниженияобводненности продукции.4.3. Анализ параметров работы опорных скважин и скважин-кандидатовпосле вывода их на стационарный режимВ Таблицах 4.5-4.10 приведены параметры работы опорных скважин послеих вывода на стационарный режим, а также скважин-кандидатов после ГФО и ихвывода на стационарный режим по всем группам скважин. На Рисунках 4.2-4.4представлены диаграммы изменения обводненности и дебита нефти опорныхскважин после их вывода на стационарный режим, а также скважин-кандидатовпосле ГФО и их вывода на стационарный режим по всем группам скважин.Как видно из Таблиц 4.5-4.6 и Рисунка 4.2, по группе 1 скважин-кандидатовуровень обводненности добываемой продукции ниже, чем по опорным скважинам,дебит по жидкости выше на 2-5 м3/сут.

Данный факт свидетельствует об эффектеочистки ПЗС от кольматирующих сред кислотным ГФС за счет повышениянефтенасыщенности,сниженияводонасыщенностииувеличениянефтенасыщенной толщины пласта. За счет очистки ПЗС от кольматирующих средсредний дебит нефти по скважинам-кандидатам выше на 6 м3/сут (5,2 т/сут).100Таблица 4.5 – Параметры работы опорных скважин после их вывода на стационарный режим по группе 1Qж, м3/сутОпорныеКустГруппаскважины% водыQн, т/сутНдин, мМесторождение123456789101112131Восточно-Сургутское56965931433424,418578,92,211,456342Восточно-Сургутское50631351253414,217639,71,30,88343Восточно-Сургутское50531051413024,717509,82,21,54304Восточно-Сургутское51831921474024,317689,82,51,52405Восточно-Сургутское51931781502831,0123214,23,52,53284149,123,716742,41,6Среднее значение по группеПараметры после вывода настационарный режим опорных скважинРзаб, МПаКпр поКпр пожидкости,нефти,м3/(сут·МПа) м3/(сут·МПа)№ΔКпр, %101Таблица 4.6 – Параметров работы скважин-кандидатов после ГФО и их вывода на стационарный режим по группе 1Qж, м3/сут% водыQн, т/сутНдин, мКпр поКпр пожидкости,нефти,м3/(сут·МПа) м3/(сут·МПа)№МесторождениеКустСкважиныкандидатыГруппа123456789101112131Восточно-Сургутское6066514145103518428,62,32,05102Восточно-Сургутское59964271303018,117479,81,61,13303Восточно-Сургутское59964291452529,1162410,72,51,91254Восточно-Сургутское52132441503528,0158611,32,91,90355Восточно-Сургутское50938381532434,7123714,03,72,80244542,628,916072,62,0Среднее значение по группеПараметры после вывода настационарный режим скважинкандидатовРзаб, МПаΔКпр, %102454040403434,735343031,0303028252520151024Дебит нефти, т/сутОбводненность, %35353529,13025201524,72428,024,318,114,210105500ОпорныескважиныСкважиныкандидатыОпорныескважиныСкважиныкандидатыРисунок 4.2 – Диаграммы дебитов нефти и обводненности продукции опорных скважин после их вывода на стационарныйрежим, а также скважин-кандидатов после ГФО и их вывода на стационарный режим по группе 1103Как видно из Таблиц 4.7-4.8 и Рисунка 4.3 по группе 2 скважин-кандидатовуровень обводненности добываемой продукции практически на уровне опорныхскважин, дебит по жидкости выше, в среднем, на 17 м3/сут.

Данный факт такжесвидетельствует об эффективной очистке ПЗС от кольматирующих средкислотным ГФС, эффект гидрофобизации порового пространства позволилсохранить уровень обводненности, при увеличении дебита жидкости почти на 50%.За счет очистки ПЗС от кольматирующих сред средний дебит нефти поскважинам-кандидатам выше на 10,2 м3/сут (8,8 т/сут).Как видно из Таблиц 4.9-10 и Рисунка 4.4 по группе 3 скважин-кандидатовуровень обводненности добываемой продукции находится на уровне с опорнымискважинами, дебит по жидкости выше на 5 м3/сут. Данный факт такжесвидетельствует об эффективной очистке ПЗС от кольматирующих средкислотным ГФС, эффект гидрофобизации порового пространства незначителен.За счет очистки ПЗС от кольматирующих сред средний дебит нефти поскважинам-кандидатам выше на 4,5 м3/сут (3,9 т/сут).Таким образом, по результатам анализа работы опорных скважин после ихвывода на стационарный режим, а также скважин-кандидатов после ГФО и ихвывода на стационарный режим по всем группам, следует:1.

Во всех скважинах-кандидатах достигнут эффект от проведения ГФО,выраженный в увеличении коэффициента продуктивности по нефти и жидкости;2. Эффект применяемого ГФС выразился в комплексном воздействии:- снижение водонасыщенности;- очистка ПЗС от кольматирующей среды.104Таблица 4.7 – Параметры работы опорных скважин после их вывода на стационарный режим по группе 2Qж, м3/сутОпорныеГруппаскважины% водыQн, т/сутНдин, мМесторождениеКуст123456789101112136Восточно-Сургутское56965732254012,920617,21,20,71407Восточно-Сургутское56965852446214,4139213,63,01,13628Восточно-Сургутское6016434213377,1161911,00,70,47379Восточно-Сургутское55866102182511,6159611,01,00,772510Восточно-Сургутское60665262374019,1158411,42,21,314011Восточно-Сургутское5283259211405,718718,90,60,344012Восточно-Сургутское5036494211158,1166210,20,60,511513Восточно-Сургутское53450502325512,4141513,32,10,955514Восточно-Сургутское5183172226579,6147212,81,70,725715Восточно-Сургутское51831832386511,5168711,02,20,766516Восточно-Сургутское51749562385614,4116315,63,01,305617Восточно-Сургутское60064082373122,095216,73,22,18312860,212,415401,80,9Среднее значение по группеПараметры после вывода настационарный режим опорных скважинРзаб, МПаКпр поКпр пожидкости,нефти,м3/(сут·МПа) м3/(сут·МПа)№ΔКпр, %105Таблица 4.8 – Параметров работы скважин-кандидатов после ГФО и их вывода на стационарный режим по группе 2Qж, м3/сут% водыQн, т/сутНдин, мКпр поКпр пожидкости,нефти,м3/(сут·МПа) м3/(сут·МПа)№МесторождениеКустСкважиныкандидатыГруппа123456789101112136Восточно-Сургутское66267712555521,3144313,03,61,61557Восточно-Сургутское66267682485817,4159011,72,91,21588Восточно-Сургутское50365122304813,419468,41,50,78489Восточно-Сургутское50331432222214,817419,71,20,922210Восточно-Сургутское56965842494025,318678,92,51,514011Восточно-Сургутское53432832564028,9164010,93,21,924012Восточно-Сургутское55843062553331,7121114,54,02,653313Восточно-Сургутское53533162353419,920727,01,61,083414Восточно-Сургутское52050372264412,5171110,41,40,814415Восточно-Сургутское52032032656718,598617,56,01,976716Восточно-Сургутское51631742392525,2164610,62,21,642517Восточно-Сургутское50631092484024,8159811,32,81,68404457,521,116212,71,5Среднее значение по группеПараметры после вывода настационарный режим скважинкандидатовРзаб, МПаΔКпр, %106358031,77067Обводненность, %605855575525,35648504440404040 40 4037403330342531252220Дебит нефти, т/сут6228,9306525,2 24,82522,021,319,919,12018,517,41512,9 14,414,813,411,612,49,6108,17,11511,5 14,412,55,751000ОпорныескважиныСкважиныкандидатыОпорныескважиныСкважиныкандидатыРисунок 4.3 – Диаграммы дебитов нефти и обводненности продукции опорных скважин после их вывода на стационарныйрежим, а также скважин-кандидатов после ГФО и их вывода на стационарный режим по группе 2107Таблица 4.9 – Параметры работы опорных скважин после их вывода на стационарный режим по группе 3Qж, м3/сутОпорныеГруппаскважины% водыQн, т/сутНдин, мМесторождениеКуст1234567891011121318Восточно-Сургутское5073138320774,0178210,41,10,257719Восточно-Сургутское5223194316497,0174910,10,90,45491873,05,517661,00,4Среднее значение по группеПараметры после вывода настационарный режим опорных скважинРзаб, МПаКпр поКпр пожидкости,нефти,м3/(сут·МПа) м3/(сут·МПа)№ΔКпр, %Таблица 4.10 – Параметров работы скважин-кандидатов после ГФО и их вывода на стационарный режим по группе 3Qж, м3/сут% водыQн, т/сутНдин, мКпр поКпр пожидкости,нефти,м3/(сут·МПа) м3/(сут·МПа)№МесторождениеКустСкважиныкандидаты1234567891011121318Восточно-Сургутское5174953325735,8169811,11,40,397319Восточно-Сургутское52132603254012,9174410,01,40,82402566,99,417211,40,6Среднее значение по группеГруппаПараметры после вывода настационарный режим скважинкандидатовРзаб, МПаΔКпр, %108149012,980771273604950404030Дебит нефти, т/сутОбводненность, %701087,05,8644,02021000ОпорныескважиныСкважиныкандидатыОпорныескважиныСкважиныкандидатыРисунок 4.4 – Диаграммы дебитов нефти и обводненности продукции опорных скважин после их вывода на стационарныйрежим, а также скважин-кандидатов после ГФО и их вывода на стационарный режим по группе 31094.4.

Характеристики

Список файлов диссертации