Теоретически высота конуса воды, который может подтянуть насос считается через гидростатическое давление: Рпл-Рзаб=(плотн.воды-плотн.нефти)*g*H. При разности плотностей нефти и воды в 300 кг/м3 и депрессии на пласт 1 атм, высота конуса будет около 30 м. Уверен, что у тебя депрессия десятки атм, соответственно и конус воды будет выше.
Если пласт однородный без всяких переслаиваний имеет смысл попробовать работать при небольших депрессиях, особенно если вертикальная проницаемость хорошая. Тогда вода будет занимать нижнюю часть пласта, а сверху будете отбирать нефть. Дебит жидкости конечно тоже уменьшится, поэтому надо оценить при какой депресии и дебит приличный будет и обводненность снизится, чтобы выигрыш по нефти был. Для этого можно построить модель скважины в эклипсе и просчитать что получится при разных забойных давлениях.

классический ответ из юкоса - прострелять всю мощность и увеличить скорость отбора, тогда течение жидкости из пласта будет без конусообразования.

Прострелять всю мощность конечно хорошо, но при условии, что нет огрраничений по жидкости на поверхности, т.е. если УПСвшка успевает отделить воду.

А проблема у них как раз в этом:

а у тебя от насоса в текущем положении до динамического уровня сколько метров то? ты насос то не спалишь?
да и вообще я похо понимаю фразу "поднять насос до динамического уровня". уровень же останеться прежним, так как зависит от скорости притока флюида в скважину и скорости его отбора насосом (то есть его мощности).
а как насос вообще в скважину с углом 60-70 градусов залез и работает?
что у вас за коллектор?

Причем тут динамический уровень????? И вообще причем тут глубина насоса??? Дело в забойном давлении... Если есть частотник, в чем проблемма, уменьшай частоту, получишь меньше жидкости и все. Никакой ремонт не нужен. Уменьшение обводненности никто не гарантирует. Это все представления савковые. При уменьшении жидкости нефти в любом случае станет меньше. Если сейчас скважина работает и поврхности хватает чтобы прокачивать, зачем лохматить бабушку???? Если все же хочется извращаться то Ваня про гидростатику написал в точку. Привет Уфе

k PWl +1
уменьшишь забойное конус тока вырастит из-за фазовых проницаемостей...
если проблнем с УПСВ нет - стреляй всю мощность и ставь ДН-10000
если воду девать некуда пробуй водоотклонители типа Ойлсикер от Шлб илиещё чего типо того

Junior! Вы еще там? Ну как, справились с обводненностью?

Вообще, раньше никогда не слышал о предложенном Вами методом борьбы с обводненностью

Если Вы, предположим, все таки поднимете насос ближе к динамическому уровню, таким образом Вы:
1) увеличите длину интервала движения жидкости по эксплуатационной колонне;
2) снизите скорость движения водяной и нефтяной фаз в этом интервале.

Т.к. нефть и вода будут двигаться по стволу медленнее, вода, возможно, действительно будет сепарироваться от нефти более эффективно, чем это происходило ранее. В результате этого процесса столб жидкости на участке "пласт-насос" будет постепенно замещаться на воду. Забойное давление будет постепенно увеличиваться, а приток из пласта уменьшаться. В результате насос рано или поздно откачает уровень до приема и отключится. Т.е. рано или поздно Ваш метод приведет к остановке скважины, и, возможно, к потере насоса.

Альтернативные решения.

Сначала определитесь, вода, которую Вы добываете, в основном: 1) из ППД, 2) подошвенная или краевая.

Если из ППД
1. Может меньше закачивать?
2. Проведите РИР и запечатайте промытые интервалы в добывающих скважинах.
3. Поработайте с нагнетательным фондом. Попробуйте выравнивание профиля приемистости. Запечатайте высокопроницаемые интервалы.
4. Проанализируйте схему закачки, может часть нагнетательных можно отключить без серьезного ущерба.

Если подошвенная
1. Проанализируйте работу пласта на разных депрессиях, может, определите оптимальное Рзаб
2. Бурите горизонталки, в них вероятность формирования конуса ниже

Zorg, полностью с вами согласен.

обобщая скажу, что содержание воды в жидкости, поступающей из пласта никак не зависит от величины погружения насоса под уровень. и если насос поднять, то да, возможно оседание воды в нижней части скважины и рост Рзаб (тут еще вопрос в диаметре экспл колонны и подаче насоса - каким будет Re

н

)

О затее с подъемом насоса: если даже эффект будет, то будет только кажущимся, однодневным. сперва откачаем сливки - а вскоре дебит упадет.
годится, чтобы "бабла нарубить и смотаться Бразилию")))))))))

имея небольшой опыт разработки подобных месторождений - 8 лет в ЗС (компания СНГ) могу сказать, что подобные случаи лечаться либо КРСом -это РИР, эффективность которого 20\80, зарезкой бокового ствола по кровле резервуара реально в 2 метровом корридоре, ну, либо снижением депрессии на пласт - в этом случае так же успешность 20\80, все зависит от степени выработки запасов в районе скважины, естественно работы системы ППД, эффект обычно, если таковой и наблюдается, не продолжителен. Мы в нашем случае, оптимизировали наземную инфраструктуру, в т.ч. и УПСВ и все, т.к. все манипуляции с подобного рода коллектором в итоге, в любом итоге, приводит к увеличению обводненности продукции по мере отбора запасов и попыток все-же поддержвать уровень добыч по объекту. Т.е. это целый комплекс мероприятий.
Из всего вышеперечисленного у нас прижилось зарезка БС, т.к. эффект видно сразу, нет ансетанти, кардинально т.сказать ну и естественно, т.к. конусообразование не слишком заметно в ГС - продолжительность эффекта, т.е. стабильный рейт по нефти держиться довольно долго.
Выработка запасов по подобным пластам была в среднем 60-90%.

junior пишет:

проблема такая,
обводненность пласта высокая 70-90%, качаем <strong>нефть</strong> насосами ESP воды настолько много что не успеваем перерабатывать. пласт однородныи, не многоуровневыи. скважины с наклоном в 60-70°
вопрос такои если отбить статическии+динамическии уровень жидкости удастся ли уменьшить кол-во добываемои воды???
Если да, то на сколько ниже динамического уровня следует опускать насос???

В качестве примера: после остановки скважин на один день. Начали качать по новои, в первыи день обводненность была 100%, сеичас после месяца добычи вернулась к прежнему значению, но все равно больше на 5-8%.Думаю что насос слишком глубоко сидит и тянет в основном воду, а <strong>нефть</strong> остается сверху

У кого есть опыт поделитесь...

Однозначно нет если при этом не измениться производительность насоса (или дебит скважины). В чем разница где висит насос если дебит будет примерно одинаковым, даже использование ЧРП не даст результата поскольку не позволит значительно изменить производительность ЭЦН.
Можно попробывать провести деоптимизацию перейти на меньший типоразмер. Но лучше попробывать провести перераспределение потоков фильтрации (оборвать конус обводнения) практика показывает, что это возможно и методов довольно много. Начиная от перехода на цикличискую закачку, изменение профиля приемистости нагнетательных скважин с помощью ВУС и пр. Можно конечно сделать РИР, но в Вашем случае это если и поможет не надолго, то вряд ли окупиться ТКРС.
Есть еще вариант выбрать по сетке соседнюю скважину с бешенным притоком и обводненностью оптимизировать ее по максимуму и перятенуть на нее часть воды влияющей ППД (перераспределить потоки) в результате на оптимизируемой скважине получаем (возможно) эффект за счет форсированного отбора, а на вашей (рассматриваемой) падение обводненности. На практике эффект прослеживаеться.

singor пишет:

В чем разница где висит насос если дебит будет примерно одинаковым,

Полностью согласен!

А американцы решают эту задачу, закачивая воду в этой же скважине в самый нижний горизонт, а наверх качают только нефть - можно найти выход на эту информацию через http://www.smart-well.ru/31.htm

А что за насос ESP? в таких случаях, если скважина ещё не была под РИРом мы спускаем хвост, чтоб водичку с забоя убрать, периодически делаем ГП по 2 объёма скважины, чтоб эмульсию разболтать. Иногда удаётся сбить обводнённость на 40%, главное таким скважинам не останавливаться.

Ar4iboy пишет:

А что за насос ESP? в таких случаях, если скважина ещё не была под РИРом мы спускаем хвост, чтоб водичку с забоя убрать, периодически делаем ГП по 2 объёма скважины, чтоб эмульсию разболтать. Иногда удаётся сбить обводнённость на 40%, главное таким скважинам не останавливаться.

ESP = ЭЦН

Нельзя, проверено на скважине=)лищна мыною и нашим цехом.

junior пишет:

проблема такая,
обводненность пласта высокая 70-90%, качаем <strong>нефть</strong> насосами ESP воды настолько много что не успеваем перерабатывать. пласт однородныи, не многоуровневыи. скважины с наклоном в 60-70°
вопрос такои если отбить статическии+динамическии уровень жидкости удастся ли уменьшить кол-во добываемои воды???
Если да, то на сколько ниже динамического уровня следует опускать насос???

В качестве примера: после остановки скважин на один день. Начали качать по новои, в первыи день обводненность была 100%, сеичас после месяца добычи вернулась к прежнему значению, но все равно больше на 5-8%.Думаю что насос слишком глубоко сидит и тянет в основном воду, а <strong>нефть</strong> остается сверху

У кого есть опыт поделитесь...

На форуме oilforu*.ru Ваш вопрос разобран по косточкам. Теорию еще можно прочесть на smart-well.ru.
Вам надо качать воду и нефть раздельно: с забоя - воду, из верхней части столба жидкости - нефть. USA так и делают. У нас в Татарии так обустроили скважину.

а где это у вас в татарии?

Метод от противного: если уровень позволяет и обводнённость больше 80% спускай насос большего типоразмера, давай на пласт большую дипрессию, возможно будут подключаться не задействованные нефтенасыщенные участки залежи. Форсируйте отборы.. А подтянувшуюся воду практически никакими способами не вернёшь..