Cтраница 2
Применение глубокой перфорации незасоренных со стороны скважин нефтяных пластов должно увеличивать коэффициент продуктивности добывающих скважин примерно в 1 2 раза ( что с лихвой окупает все затраты на глубокую перфорацию. [16]
Для условий XIII и XIV горизонтов нефтяного месторождения Узень установлена зависимость коэффициентов продуктивности добывающих скважин от снижения их забойного давления ниже давления насыщения нефти газом. [17]
Создание высокого пластового давления, не допускающего задержку повышения забойного давления и коэффициента продуктивности добывающей скважины, вовсе не означает их быстрое повышение, а только то, что устранена задержка повышения, что процесс повышения пошел. [18]
В работе ( раздел 2.6 данной книги) уже было отмечено, что при снижении коэффициента продуктивности добывающей скважины в v раз по причине засорения при бурении ближайшей прискважинной зоны эксплуатируемых нефтяных пластов величина / с - интенсивности восполнения упругого запаса жидкости воронки депрессии этой скважины при ее остановке не уменьшается в v раз, более того, эта величина / с остается неизменной, потому что в v раз уменьшается упругий запас жидкости воронки депрессии. Обратно при устранении уменьшения коэффициента продуктивности в v раз 1С - интенсивность восполнения упругого запаса жидкости воронки депрессии не увеличится в v раз, останется без изменения, потому что в v раз увеличится сам упругий запас жидкости воронки депрессии. [19]
В мире и в нашей стране наблюдается колоссальное разнообразие нефтяных пластов по продуктивности - по средней величине коэффициента продуктивности добывающих скважин. Смысл этой таблицы - ясно показать разнообразие пластов. Все возможное разнообразие нефтяных пластов можно разделить на 9 классов: 1 - й класс - это нефтяные пласты гипервысокой продуктивности - по средней величине коэффициента продуктивности отличаются от 5-го класса - это нефтяные пласты средней продуктивности - в 100 раз; в свою очередь 5 - й класс отличается от 9-го класса - это пласты гипернизкой продуктивности - в 100 раз; крайности различаются в 100 - 100 10 000 раз. [20]
Во-первых, нефтяные пласты крайних классов ( 1-го и 8-го) по своему самому главному параметру - коэффициенту продуктивности добывающей скважины - различаются более чем в 1000 раз; пласты двух соседних классов различаются в среднем в 3 раза; а двух классов, разделенных всего одним промежуточным классом, различаются в среднем в 10 раз. [21]
Во-первых, нефтяные пласты крайних классов ( 1-го и 8-го) по своему самому главному параметру - по коэффициенту продуктивности добывающей скважины различаются более чем в 1000 раз; пласты двух соседних классов различаются в среднем в 3 раза; а двух классов, разделенных всего одним промежуточным классом, различаются в среднем в 10 раз. [22]
Интересно установить ту более высокую величину пластового давления, при которой не возникает задержка с повышением забойного давления и восстановлением коэффициента продуктивности добывающей скважины. [23]
Из всего предыдущего следует один практически очень важный вывод: на малопродуктивной залежи высоковязкой нефти определять глубину статического уровня, пластовое давление и коэффициент продуктивности добывающей скважины можно не за 30 - 40 дн, а в 5 - 10 раз быстрее, за 4 - 6 дн. [24]
Из всего предыдущего следует один практически очень важный вывод: на малопродуктивной залежи высоковязкой нефти определять глубину статического уровня, величину пластового давления и величину коэффициента продуктивности добывающей скважины можно не за 30 - 40 дн. [25]
Механизм катастрофы: уменьшают или устраняют искусственное повышение забойного давления добывающих скважин путем штудирования; вследствие этого из-за минимального забойного давления фонтанирования происходит значительное снижение забойного давления ниже давления насыщения; вследствие этого происходит значительное снижение коэффициента продуктивности добывающих скважин по нефти; вследствие этого, несмотря на значительное ( почти в 3 раза) увеличение депрессии, происходит значительное уменьшение дебита нефти, а после начала обводнения катастрофически быстрый рост обводненности отбираемой жидкости при незначительном увеличении текущей нефтеотдачи пластов, что интерпретируют как избыточную закачку воды ( совершенно ошибочно) и уменьшают закачку воды, происходит снижение пластового давления и становится еще хуже. Говорят о суперколлекторах, виновных в слишком быстром обводнении, но не находят выдержанных по площади суперколлекторов. [26]
В приведенных формулах следующие обозначения: 7ШГН - заданная теоретическая производительность штангового глубинного насоса ( по воде), м3 / сут; q - дебит нефтяного пласта, т / сут; ун - плотность нефти в поверхностных условиях ( после выделения газа), т / м3; b - коэффициент увеличения объема нефти в пластовых условиях за счет растворенного газа; Рс - забойное давление, ат; ( Рс - Рст) - давление на приеме глубинного насоса; Рст - давление столба жидкости от забоя до приема насоса, при спуске насоса до забоя скважины давление столба жидкости равно нулю Рс 0; Рнас - давление насыщения нефти газом; при снижении Рс - забойного давления добывающей скважины ниже Рнас - давления насыщения в прискважинной зоне нефтяного пласта происходит разгазирование нефти, выделение газа, выпадение из нефти твердых асфальто-смоло-парафиновых частиц и уменьшение продуктивности скважины; GO - газовый фактор в нормальных м на 1 т нефти; т) о - коэффициент продуктивности добывающей скважины при забойном давлении выше и равном давлению насыщения Рс Рнас, т / ( сут-ат); а - удельный коэффициент снижения продуктивности нефтяного пласта при забойном давлении ниже давления насыщения Рс Р ас, 1 / ат; Рпл 0 и Рпл - начальное и текущее пластовые давления, ат; S - эксплуатируемая площадь нефтяного пласта, м2; / гэф - эффективная толщина нефтяного пласта, м; р, - коэффициент упругоемкости нефтена-сыщенного пласта, 1 / ат; At - продолжительность периода времени ( месяца), сут. [27]
При разработке таких залежей коллектор в добывающих скважинах ведет себя как поровый, а в нагнетательных в связи с раскрытием трещин под влиянием высокого забойного давления - как трещинно-поровый. Это обусловливает многократное превышение коэффициента приемистости нагнетательных скважин над коэффициентом продуктивности добывающих скважин и соответственно высокую суточную приемистость первых при низких дебитах вторых. Применение в таких условиях обычных площадных систем с равными расстояниями между всеми скважинами и с малой величиной отношения количеств добывающих и нагнетательных скважин обусловливает низкий уровень добычи несмотря на большой объем закачиваемой в пласт воды, намного превышающий объем отбираемой из пласта жидкости. [28]
Анализ результатов геофизических и гидродинамических исследований показал, что под воздействием ПДС в продуктивном пласте происходят различного рода положительные эффекты. Увеличение фильтрационного сопротивления промытых водой зон нефтеводонасыщенного коллектора после закачивания полимер-дисперсной системы на основе ПАА и глинистой суспензии приводит к росту пластового давления, коэффициента продуктивности добывающих скважин, и в итоге - извлечению дополнительной нефти. [29]
Также производится определение средних значений и неоднородностей дебитов скважин, их коэффициентов продуктивности, эффективных толщин, удельных коэффициентов продуктивности на единицу эффективной толщины; показателя общей неравномерности вытеснения нефти закачиваемой водой в добывающую скважину, соотношения подвижностей воды и нефти, коэффициента различия физических свойств нефти и воды, доли посторонней воды, показателя снижения коэффициента продуктивности добывающей скважины по нефти при снижении ее забойного давления ниже давления насыщения, показателя снижения охвата пластов заводнением при разрежении сетки скважин, шага хаотической изменяемости эффективной толщины, фактической средней долговечности скважины до капитального ремонта и возможных многих других параметров. [30]