Период - безводная эксплуатация - скважина
Cтраница 1
Период безводной эксплуатации скважины определялся так: подсчитывалось время, в течение которого частица поверхности раздела, движущаяся по кратчайшему пути между начальной плоскостью раздела и забоем скважины, пройдет весь этот путь. [1]
Длительность периода безводной эксплуатации скважин элемента определяем следующим образом. [2]
Активное воздействие на водонапорный режим месторождений, продуктивный разрез которых представлен чередованием нйзкопроницаемых разностей и высокопроницаемых про-пластков, имеет целью регулирование продвижения пластовых вод, продление периода безводной эксплуатации других скважин, извлечение ранее защемленного газа, что в конечном счете приводит к увеличению коэффициентов газо - и конденса-тоотдачи пласта. [3]
Как отмечалось, при использовании в расчетах обводнения ГСМ I и III получают соответственно оценки снизу ( заведомо худший вариант) и сверху ( заведомо лучший вариант) периодов безводной эксплуатации скважин. [4]
 |
Графики влияния электро. [5] |
Немаловажным фактором является кинетика процессов изм - нения свойств набухших глин под действием электролитов, так как скорость этих процессов в конечном итоге может играть определяющую роль в периоде безводной эксплуатации скважин. Анализ кривых кинетики изменения А 2 ( рис. 31 и 32) показывает, что с ростом концентрации защитных коллоидов ( КМЦ-600 и УЩР) скорость процесса уменьшается, а период возрастает. При отсутствии защитных коллоидов, а также при их низкой концентрации наибольшее уменьшение К 2 имеет место в течение 20 - 50 ч, а затем скорость процесса замедляется. Так, на этот период приходится около 80 % изменения объема проб, набухших в дистиллированной воде, 60 - 70 % для проб, набухших и 0 25 % КМЦ-600 и 0 25; 0 5; 1 0 % УЩР. Для бентонита, набухшего в 1 5 % КМЦ-600, даже в среде хлористого кальция на этот период приходится менее 10 % изменений. [6]
Одним из факторов, влияющих на безводный период эксплуатации скважин, является расстояние между ВНК и нижними перфорационными отверстиями. Из теории конусообразо-вания известно, что чем больше указанное расстояние, тем больше период безводной эксплуатации скважины. Однако, как показали результаты эксплуатации, из 47 скважин 23 независимо от расстояния между ВНК и нижними перфорационными отверстиями не имели безводного периода. [7]
 |
Структурная карта по кровле Хадумского горизонта Северо-Ставро - польского и Казинского газовых месторождений. [8] |
Основные доводы в пользу названной системы размещения скважин следующие. Предполагается, что при размещении скважин в центральной части месторождения ( часто в сухом поле) продлевается период безводной эксплуатации скважин. Нередко коллекторские свойства пласта ухудшаются к периферии месторождения. [9]
Основные доводы в пользу названной системы размещения скважин следующие. Предполагается, что при размещении скважин в центральной части месторождения ( часто в сухом поле) продлевается период безводной эксплуатации скважин. Нередко коллекторские свойства пласта ухудшаются к периферии месторождения. Поэтому размещение скважин в более продуктивной части месторождения обеспечивает вначале большие дебиты. Следовательно, существует оптимальная зона разбуривания, обеспечивающая наилучшие технико-экономические показатели разработки месторождения и обустройства промысла. [10]
Основными доводами в пользу названной системы размещения скважин принимаются следующие. Предполагается, что при размещении скважин в центральной части месторождения ( в сухом поле) может быть продлен период безводной эксплуатации скважин. Часто коллекторские свойства пласта ухудшаются к периферии месторождения. Поэтому размещение скважин в более продуктивной части месторождения обеспечивает вначале большие дебиты. [11]
Основными доводами в пользу такой системы являются следующие. Предполагается, что при размещении скважин в центральной части месторождения ( в сухом поле) может быть продлен период безводной эксплуатации скважин. Часто коллекторские свойства пласта ухудшаются к периферии месторождения. Поэтому размещение скважин в более продуктивной части обеспечивает вначале большие дебиты. [12]
Процесс разрушения пород особенно активизируется при обводнении скважин, поскольку вода способствует разбуханию и деформации цемента. Торможение этого процесса может быть обеспечено установкой в скважинах против дренируемых пластов специальных фильтров, проведением мероприятий по управлению процессом разработки для продления периода безводной эксплуатации скважин, ограничением дебита скважин. В последнем случае требуется соответствующее увеличение количества скважин для обеспечения заданной динамики добычи газа. Ожидаемые масштабы разрушения пород при эксплуатации газовых скважин и возможные меры по ограничению этого процесса должны обосновываться в периоды разведки и опытно-промышленной эксплуатации месторождения путем соответствующего изучения керна и исследования безводных и обводняющихся скважин на различных режимах. [13]
Основные доводы в пользу названной системы размещения скважин следующие. Предполагается, что при размещении скважин в центральной части месторождения ( часто в сухом поле, т.е. там, где отсутствует контурная вода) продлевается период безводной эксплуатации скважин. Нередко коллекторские свойства пласта ухудшаются к периферии месторождения. Поэтому размещение скважин в более продуктивной части месторождения обеспечивает вначале большие дебиты. Следовательно, существует оптимальная зона разбуривания, обеспечивающая наилучшие технико-экономические показатели разработки месторождения и обустройства промысла. [14]
Следовательно, Кц показывает, какую долю занимают коллекторы в общем объеме продуктивного горизонта. Коэффициент песчанистости является хорошим носителем информации еще по следующим соображениям: он связан корреляционными зависимостями со многими другими геолого-физическими параметрами и характеристиками эксплуатационных объектов: расчлененностью, прерывистостью пластов по площади, литологической их связанностью по разрезу и др.; значения этого показателя влияют на основные технико-экономические показатели разработки ( например, чем больше Кп, тем меньше текущая обводненность при прочих равных условиях, меньше водонефтяной фактор, продолжительнее период безводной эксплуатации скважин, выше коэффициент нефтеизвлечения); его можно достаточно надежно определить по сравнительно небольшому числу пробуренных скважин. [15]
Страницы: 1 2