Cтраница 2
Результаты проведенных опытов показаны на рис. 31, где по оси абсцисс отложено отношение объема компонента воздействия к общему объему пласта ( %), а по оси ординат - отношение дебита скважины после обработки к ее первоначальному дебиту. [16]
Для количественной оценки роста коэффициента продуктивности в разных интервалах изменения перепада давления были введены понятия условного и относительного коэффициентов продуктивности скважины. Причем за условный коэффициент продуктивности принимается отношение дебита скважины к соответствующему перепаду давления. В таком понимании для нелинейной области оценивается некоторое среднее значение коэффициента продуктивности. Однако такая оценка коэффициента продуктивности скважины имеет лишь теоретическое значение, а для решения промысловых задач нужно определять коэффициент продуктивности скважины по всему интервалу перепадов давления. [17]
Одним из важных факторов, влияющих на затраты для обеспечения отбора большого объема жидкости из скважин, является степень увеличения дебита скважины но жидкости. Под степенью увеличения дебита по жидкости следует понимать отношение дебитов скважины после и до перевода на форсираванныи режим. В табл. 2 приведены данные о влиянии этого отношения на характер изменения продукции скважин после изменения режима. [18]
Один из них - коэффициент восстановления продуктивности, под которым понимается отношение дебита скважины после размыва кольматанта к потенциальному дебиту в тех же условиях, но при отсутствии загрязнения. Второй показатель характеризует темп восстановления продуктивности и его можно оценить как изменение коэффициента восстановления продуктивности за единицу времени размыва. [19]
На рис. 3.46 ( а, б, в) для некоторых из этих вариантов расчетов показана динамика профиля насыщенности коллектора в призабойной зоне скважины после обработки ее газом. На рис. 3.47, 3.48 приведены данные об изменении во времени продуктивности скважины ( отношение дебита скважины к величине депрессии) и отношения дебитов скважины по жидкости и газу по каждому из вариантов расчетов. [20]
Отсюда следует, что подсчитанную в § б величину J - показатель взаимодействия двух скважин - можно рассматривать по-другому. Именно, величину J, определяемую формулой ( 86, XX), можно рассматривать как отношение дебита скважины при отсутствии непроницаемой границы ( сброса) в пласте к дебиту скважины в таких же пластовых условиях, но расположенной на расстоянии 5 от непроницаемой границы. [21]
Выбор расстояний между скважинами, а следовательно, и определение потребного количества скважин являются одним из главных вопросов в проблеме рациональной разработки газовых и нефтяных месторождений Часто можно встретиться с точкой зрения, что скважины надо размещать так, чтобы интерференция их была возможно меньшей. Достаточно указать на работу В. Н. Щелкачева и Г. Б. Пыхачева: Интерференция скважин и теория пластовых водонапорных систем, в которой подробно рассматриваются различные случаи интерференции нефтяных скважин. Авторы вводят понятия интерференции и суммарной интерференции скважин. Под величиной интерференции / скважин понимается отношение дебита скважины при ее одиночной работе к дебиту той же скважины при ее совместной работе с другими скважинами. Под суммарной интерференцией U понимается отношение суммарного дебита скважин при их совместной работе к дебиту одной из этих скважин при ее одиночной работе. [22]
Опыт разработки газоконденсатных месторождений указывает на существенное изменение продуктивности скважин в процессе эксплуатации месторождений. В практике нефтегазодобычи понятие продуктивности скважин в общем случае включает в себя характеристику добывных возможностей скважин, связанных как с коллекторскими свойствами продуктивных горизонтов, вскрытых скважиной, так и с ее техническим состоянием. Зачастую вместо этого термина используют аналогичный - производительность скважин. Более узкое понятие продуктивности скважин обычно определяют интенсивностью отбора скважиной пластовых флюидов при создании на ее забое определенных условий. В этом случае продуктивность скважин количественно характеризуется коэффициентами продуктивности, которые представляются в виде отношения дебитов скважин и соответствующей им разности пластового и забойного давлений ( депрессии на забое скважин) или, для газовых скважин, разности квадратов этих давлений. [23]
Выбор расстояний между скважинами, а следовательно, и определение потребного количества скважин являются одним из главных вопросов в проблеме рациональной разработки газовых и нефтяных месторождений. Часто можно встретиться с точкой зрения, что скважины надо размещать так, чтобы интерференция их была возможно меньшей. Достаточно указать на работу В. Н. Щелкачева и Г. Б. Пыхачева: Интерференция скважин и теория пластовых водонапорных систем, в которой подробно рассматриваются различные случаи интерференции нефтяных скважин. Авторы вводят понятия интерференции и суммарной интерференции скважин. Под величиной интерференции / скважин понимается отношение дебита скважины при ее одиночной работе к дебиту той же скважины при ее совместной работе с другими скважинами. Под суммарной интерференцией U понимается отношение суммарного дебита скважин при их совместной работе к дебиту одной из этих скважин при ее одиночной работе. [24]