Cтраница 1
Ограничение депрессий имеет особое значение при освоении низкопроницаемых коллекторов с аномально высокими пластовыми давлениями. [1]
Вторым направлением является ограничение депрессии и отборов жидкости из скважин или установление оптимальных режимов их работы. [2]
Поэтому в ряде случаев для ограничения депрессии на пласт при обычном испытании создают начальное противодавление на пласт, частично заполняя трубы, на которых инструмент спускают в скважину. Депрессию на пласт ограничивают также установкой забойных штуцеров. В пробоотборниках депрессию ограничивают путем заполнения баллонов инертным газом. [3]
Эти режимы требуют контроля и в связи с этим некоторых ограничений депрессий и отбора. Попытки ограничить депрессии при слабо проницаемых породах могут привести к столь низким дебитам и длительным срокам, что сам процесс эксшюатации залежи становится экономически нецелесообразным. [4]
По скважинам с резко возрастающими газовыми факторами осуществлялся ряд мероприятий ( ограничение депрессий, периодические остановки, перевод с фонтанного на глубиннонасос-ный способ добычи нефти), но желаемых результатов при этом получено не было. [5]
С точки зрения возможности определения параметров пласта по формулам УфНИИ, Э.Б.Чекалюка и Хорнера ограничение депрессии необходимо для испытания объекта при забойном давлении выше давления насыщения, а также обеспечения условия линейности фильтрации жидкости в пласте. [6]
Для скважин, в которых наличие подошвенной воды на забое становится фактом, либо для скважин, вскрывающих пласты с преимущественной вертикальной трещиноватостыо, решение задач эксплуатации в случае безводного режима, при ограничении критической депрессии по закону Паскаля, представляет собой большой интерес как для теории, так и для практики. [7]
При сравнительно высоких темпах отбора газа из месторождения, что особенно характено для месторождений с малыми запасами, как правило, темп внедрения контурных вод несколько отстает от темпа отбора газа. Следовательно, для сравнительно однородного пласта ( или нескольких пластов) в скважинах, расположенных в зонах, не представляющих опасности прорыва контурных вод, обеспечение максимального дебита ( если другие факторы не ограничивают его величину) при установлении технологического режима целесообразно. В то же время в скважинах, расположенных близко к контурной воде, ограничение депрессии с целью предотвращения преждевременного прорыва воды является необходимым условием. Величина депрессии в приконтурных скважинах в каждом конкретном месторождении и в каждой конкретной скважине выбирается расчетным путем исходя из расстояния от устья скважины до контакта газ-вода, коллекторских свойств пласта, их изменения от скважины до контура, пластового давления и других геолого-промысловых параметров. При наличии нескольких неоднородных пластов эти расчеты производятся по наиболее опасному с точки зрения быстрого прорыва контурной воды пласту. [8]
Скважины с коэффициентами продуктивности больше предельного могут эксплуатироваться и фонтанным и газлифтным способами. При А3 - 10 - 5 м3 / ( сут - Па) скважины будут иметь дебит фонтанным способом 180 м3 / сут, а газлифтом при R50 м3 / м3 дебит д 246 м3 / сут. Изложенным методом можно оценить для конкретного месторождения минимальные значения коэффициента продуктивности, при которых газлифтная эксплуатация скважин экономически целесообразна, определить отборы нефти из залежи при тех или иных удельных расходах газа, найти удельные расходы газа для скважин с различной продуктивностью при ограничении депрессии на пласт. [9]
После бурения в бурильные трубы сбрасывают пробоотборник, который, опускаясь на верхний клапан 8 ( рис. 83, б) пакера, перемещает его вниз. После этого в бурильных трубах создают избыточное давление, под воздействием которого пакерующий элемент деформируется и перекрывает затрубное пространство. Глубинный манометр 10 регистрирует изменения давления в пробоотборнике. Для ограничения депрессии на пласт служит дроссель 4, пружина 5 которого рассчитана на определенный перепад давления. В конце опробования давление в трубах снижают до нуля, клапан пробоотборника закрывается. В трубы на тросе спускают шлипс 14, и пробоотборник поднимают на поверхность. Если такая необходимость не возникает, то процесс углубления скважины продолжают до вскрытия следующего объекта, подлежащего опробованию. [10]
Определяющий фактор при установлении технологического режима - близость контурных вод. В этом случае критерием выбора режима могут служить несколько параметров, среди которых на первое место выходит суммарный отбор газа из месторождения до прорыва воды в скважину. Принципиально продвижение контурных вод к скважине связано с двумя показателями: общим истощением месторождения независимо от расположения скважин, в частности рассматриваемой скважины, в результате которого происходит внедрение в газовую залежь контурной воды; созданием значительной депрессионной воронки, влияющей на темп внедрения воды в зону дренажа рассматриваемой скважины так, что он значительно опережает темп внедрения от общего истощения газоносного пласта. При сравнительно высоких темпах отбора газа из месторождения, что особенно характерно для месторождений с малыми запасами, как правило, темп внедрения контурных вод несколько отстает от темпа отбора газа. Следовательно, для сравнительно однородного пласта ( или нескольких пластов) в скважинах, расположенных в зонах, не представляющих опасности прорыва контурных вод, обеспечение максимального дебита ( если другие факторы не ограничивают его величину) при установлении технологического режима целесообразно. В то же время в скважинах, расположенных близко к контурной воде, ограничение депрессии с целью предотвращения преждевременного прорыва воды является необходимым условием. [11]
При установлении технологического режима, когда близость контурных вод является определяющим фактором, критерием выбора режима может служить несколько параметров, среди которых наиболее существенным является суммарный отбор газа из месторождения до прорыва воды в скважину. В принципе продвижение контурных вод к скважине связано с двумя показателями: общим истощением месторождения независимо от расположения скважин и, в частности, рассматриваемой скважины, в результате которого происходит внедрение в газовую залежь контурной воды, и созданием значительной депресси-онной воронки, влияющей на темп внедрения воды в зону дренирования. При сравнительно высоких темпах отбора газа из месторождения, что особенно возможно на месторождениях с малыми запасами, как правило, темп внедрения контурных вод несколько отстает от темпа отбора газа. Следовательно, для сравнительно однородного пласта ( или нескольких пластов) в скважинах, расположенных в зонах, не представляющих опасности прорыва контурных вод, обеспечение максимального дебита ( если другие факторы не ограничивают его величину) при установлении технологического режима является целесообразным. В то же время в скважинах, расположенных близко к контурной воде, ограничение депрессии с целью предотвращения преждевременного прорыва воды является необходимым условием. Величину депрессии в приконтурных скважинах в каждом конкретном месторождении и конкретной скважине выбирают расчетным путем, исходя из расстояния от устья скважины до контакта газ - вода, коллекторских свойств пласта и их изменения от скважины до контура пластового давления и других геолого-промысловых параметров. При наличии нескольких неоднородных пластов эти расчеты производят по наиболее опасному, с точки зрения быстрого прорыва контурной воды, пласту. [12]
Для залежей суши характерны высокие максимальные темпы добычи нефти - в пределах 10 - 26 % от начальных извлекаемых запасов. Максимальные темпы выдерживались в течение одного года и лишь по отдельным залежам - в течение двух лет, после чего добыча быстро снижалась. По залежам месторождения Нефтяные Камни максимальные темпы добычи нефти 6 - 12 % сохранялись в течение 2 - 4 лет. Меньшие максимальные темпы во многом обусловлены продолжительным освоением залежей и значительно большим использованием запасов ко времени выхода на максимальный уровень. На месторождении Нефтяные Камни, несмотря на лучшую гидропроводность пластов, с учетом накопленного опыта, с целью уменьшения пробкообразования с самого начала эксплуатации было введено ограничение депрессии на забое скважин, в связи с чем средний дебит скважин не превышал 40 - 70 т / сут по разным залежам. [13]