Верхний объект
Cтраница 2
Сравнительный анализ состава и свойств пластовых нефтей различных залежей показывает, что нефти верхних объектов более тяжелые и вязкие, отличаются повышенным содержанием серы, и именно в них, в первую очередь, встречается реликтовый сероводород. Кроме того, существует еще один вариант появления сероводорода в продукции нефтяных скважин даже в том случае, когда его нет в продуктивном пласте - проникновение сероводорода на забой скважин из вышележащих горизонтов по заколонному пространству. Такие заколонные перетоки возможны вследствие некачественного цементирования скважин или нарушения герметичности цементного камня и при наличии необходимого для этого перепада давлений. [16]
Возвратными считаются скважины эксплуатационного фонда нижнего объекта, используемые для разработки ( доработки) верхних объектов в зонах их совмещения. [17]
Если в скважине, несмотря на принятые меры, наблюдается значительный уход бурового раствора в разрабатываемые верхние объекты, необходимо прекратить эксплуатацию ближайших эксплуатационных скважин до окончания ее бурения или перекрыть эксплуатируемый объект промежуточной колонной. [18]
Ухудшение норовой составляющей коллекторских свойств матрицы породы обусловлено развитием постдиагенного кальцита, что особенно проявилось в коллекторах верхнего объекта. В то же время в них же и наиболее интенсивно проявилась тре-щиноватость, которая характеризуется развитием горизонтально, вертикально и наклонно к горизонту направленных трещин, осложняющих строение грануллярных коллекторов, улучшающих их фильтрационные и емкостные характеристики. Замеренная густота трещин в керне меняется от 0 15 до 0 71 / см, плотность их - 0 9 - 8 4 г / см, ширина от 0 02 до 2 - 3 мм. Начальное пластовое давление, приведенное к отметке водонефтяного контакта ( ВНК), - 12 5 мПа, пластовая температура 28 С. Теплопроводность пород составляет в среднем 2 4 Вт / мк, а теплоемкость - 1 15 кДж / кг С. [19]
Помимо описанных операций предлагаемая схема ОРЭ дает возможность увеличить отбор пластового флюида в результате вовлечения в эксплуатацию верхнего объекта, используя для этого регулируемый циркуляционный клапан, а также проводить одновременную контролируемую раздельную закачку очищенного газа в оба продуктивных объекта. [20]
Ухудшение поровой составляющей коллекторских свойств матрицы породы обусловлено развитием постдиагенного кальцита, что особенно ярко проявилось в коллекторах верхнего объекта. Однако в них же и наиболее интенсивно проявилась трещиноватость, которая характеризуется развитием горизонтально, вертикально и наклонно к горизонту направленных трещин, осложняющих строение гранулярных коллекторов, улучшающих их фильтрационные и емкостные характеристики. Замеренная густота трещин в керне меняется от 0 15 до 0 71 / см, плотность их - 0 9 - 8 4 / см2, ширина от 0 02 до 2 - 3 мм. [21]
В I и II схемах ОРЭ разобщающий циркуляционный клапан позволяет предохранить затрубное пространство от воздействия пластового флюида из верхнего объекта. [22]
Для доразведки залежей, находящихся ниже базисных горизонтов ( до 300 м), иногда используются скважины с верхних объектов разработки, для чего некоторые из них углубляются на несколько сот метров. Кроме того, используются разведочные скважины, бурившиеся специально на нижний этаж. Все скважины с верхних объектов разработки и часть разведочных скважин после выполнения задач по разведке нижних горизонтов возвращаются на верхние. [23]
Первым проектным документом ( уточненная техсхема 1978 г.) предусматривалось бурение 650 скважин, в том числе: 135 скважин на верхний объект и 455 скважин на нижний. В значительной части скважин нижнего объекта ( в 70 из 225 пробуренных) эксплуатировалось совместно 2 или 3 горизонта. [24]
 |
Компоновка скважинного оборудования для отбора флюида из одного объекта и закачки газа в другой объект. [25] |
Выше ниппеля предусмотрен циркуляционный регулируемый клапан типа КЦМ-58-70К2, при помощи которого сообщаются трубное и затрубное пространства при освоекии или глушении верхнего объекта. [26]
При первоочередном разбуривании верхних объектов в скважинах, бурящихся на нижележащие горизонты, следует осуществлять меры по предотвращению проникновения промывочной жидкости в эксплуатирующие верхние объекты. [27]
При первоочередном разбуривании верхних объектов в скважинах, бурящихся на нижележащие объекты, следует принять меры по предотвращению значительного проникновения глинистого раствора в эксплуатируемые верхние объекты. [28]
Сравнительно небольшая разница в пластовых давлениях между объектами разработки и близкие по величине запасы содержащегося в них газа при суточных дебитах 200 тыс. м3 из верхнего объекта делают целесообразным эксплуатировать одними скважинами верхний и нижний объекты. [29]
Так же, как и при доразведке месторождения, в скважинах, проводимых на нижележащие пласты, должны быть осуществлены технические мероприятия по предотвращению ухода промывочной жидкости в эксплуатируемые верхние объекты. При уходе в них промывочной жидкости эксплуатация добывающих скважин, ближайших к бурящейся скважине, должна быть прекращена до окончания ее бурения или до спуска промежуточной колонны, перекрывающей эксплуатируемый пласт. [30]
Страницы: 1 2 3 4