Cтраница 3
А если нефтяной пласт был засорен на глубину до 50 см и в прискважинной засоренной зоне проницаемость была уменьшена в 10 раз, при этом общее фильтрационное сопротивление было увеличено примерно в 3 раза, то применение глубокой перфорации уменьшит фильтрационное сопротивление в 3 - 4 раза. [31]
По конкретному рассматриваемому нефтяному месторождению снижение амплитудного дебита нефти проектной скважины в 3 раза ( по второму варианту по сравнению с первым) связано с многорядностью размещения добывающих скважин, с частичной потерей природной продуктивности скважин ( не применена глубокая перфорация), а также со снижением депрессии и репрессии на нефтяные пласты. [32]
На нефтяной залежи при отсутствии или недостаточности закачки воды при значительном снижении пластового давления, при снижении забойного давления ниже давления насыщения и, соответственно, значительном снижении коэффициентов продуктивности по нефти, с целью повышения коэффициентов продуктивности по нефти и дебитов нефти, проводят мероприятия, например, осуществляют глубокую перфорацию и гидроразрыв пластов, а в итоге засоряют нефтяные пласты твердыми частицами асфальтенов и парафинов на более значительную глубину, допускают еще более значительное снижение коэффициентов продуктивности по нефти и дебитов нефти. Получается, что при проведении мероприятий, направленных на увеличение дебита нефти, наоборот получили снижение дебита нефти. [33]
Значительное снижение коэффициентов продуктивности добывающих скважин и коэффициентов приемистости нагнетательных скважин при засорении ближайших прискважинных зон пластов вполне объясняет фактическую высокую эффективность глубокой перфорации ( фактическое увеличение коэффициентов продуктивности и приемистости в 2 5 раза вместо теоретического увеличения в 1 2 раза) и гидравлического разрыва пластов ( фактическое увеличение коэффициентов продуктивности и приемистости в 6 - 10 раз вместо теоретического в 1 5 - 2 раза); получается, что глубокая перфорация и гидравлический разрыв пластов прежде всего преодолевают блокаду прискважинных засоренных зон пластов. [34]
Оппоненты вовсе не нечаянно, а вполне осознанно путают удельный дебит нефти на 1 м перфорированной толщины с дебитом нефти и снижение удельного дебита нефти при увеличении перфорированной толщины со снижением дебита нефти, которого в действительности нет и не может быть в рамках запроектированной нами технологии с поддержанием и повышением пластового давления, с применением индивидуальной контролируемой и управляемой закачки воды ( для чего было налажено производство специальных насосов), с глубокой перфорацией, позволяющей преодолеть прискважинную зону засорения нефтяных пластов и сразу включить пласты в полноценную работу. [35]
Таким образом, приведенные численные примеры количественно характеризуют серьезность рассматриваемой проблемы и эффективность принятой теории происходящего процесса и способа обработки результатов гидродинамических исследований добывающих скважин по методу восстановления забойного давления или уровня жидкости, который, судя по примерам, позволяет: уменьшить время остановки скважины в 20 раз и увеличить добычу нефти на 100 - 200 т и более; обнаружить снижение природной продуктивности скважины в 5 раз, произошедшее при ее бурении, и рекомендовать последующее применение современной глубокой перфорации для восстановления природной продуктивности и увеличения дебита нефти в 5 раз; обнаружить дополнительное снижение коэффициента продуктивности скважины по нефти в 2 раза, связанное со снижением ее забойного давления ниже давления насыщения, и рекомендовать осуществить мероприятия по повышению пластового и забойного давлений, увеличивающих дебит скважины в 3 раза. [36]
Другие трудноизвлекаемые запасы нефти ( а именно: высоковязкой нефти; нефти из пластов с начальной пониженной нефте-насыщенностью; нефти с высоким давлением насыщения, близким к начальному пластовому давлению, и минимальным давлением фонтанирования, значительно ниже давления насыщения; подгазовой нефти, подстилаемой подошвенной водой; наконец, нефти малых нефтяных залежей с плохо определенными границами) требуют проектирования сложных комбинированных процессов извлечения нефти: адаптивной системы разработки, избирательной закачки вытесняющего агента, сочетания стационарности и нестационарности закачки, чередования закачки, усовершенствованного заводнения, полимерного заводнения, газового заводнения, а также закачки теплоносителя; с применением глубокой перфорации, гидравлического разрыва пластов, различных сочетаний вертикальных, пологих и горизонтальных скважин, а также скважин-елок, различных объединений нефтяных пластов в эксплуатационные объекты. [37]
По малопродуктивному нефтяному месторождению была запроектирована адаптивная система разработки с довольно густой сеткой скважин ( конкретно, квадратная сетка скважин со стороной квадрата 400 м, с площадью на скважину 51 ( 400 м) 2 160000 м2 16 га), с рассредоточенным заводнением ( проектируемым площадным заводнением по обращенной 9-точечной схеме и осуществляемым избирательным заводнением, учитывающим фактическое геологическое строение пластов), с рациональной максимальной репрессией на нефтяные пласты ( забойное давление нагнетательных скважин высокое, но ниже давления гидравлического разрыва пластов на 5 - 10 %) и рациональной максимальной депрессией ( забойное давление добывающих скважин низкое, но выше давления насыщения нефти газом, чтобы не допустить в пластах разгазирования нефти и выпадения асфальто-смоло-парафиновых твердых частиц, их накопления и значительного снижения коэффициентов продуктивности скважин), с глубокой перфорацией нефтяных пластов ( глубина перфорационных каналов около 60 см) и дополнительной обработкой продуктивных пластов в нагнетательных скважинах химическим реагентом полисил. [38]
Глубокой перфорацией и другими средствами восстанавливать первоначальную продуктивности необводненных нефтяных слоев и пластов. После чего резко возрастет дебит нефти и резко снизится обводненность. [39]
Увеличение коэффициента продуктивности и дебита нефти добывающих скважин по сравнению с расчетным оказывается дополнительно завышенным в 2 - 3 раза. Так при глубокой перфорации при расчетном увеличении ( в незасоренных нефтяных пластах) максимум в 1 2 раза фактическое среднее увеличение оказывается в 2 раза и более; аналогично при гидравлическом разрыве нефтяных пластов при расчетном увеличении максимум в 2 раза фактическое среднее увеличение оказывается в 4 - 6 раз и более. Причина дополнительного значительного увеличения эффективности состоит в преодолении ближайшей прискважин-ной сильно засоренной зоны нефтяных пластов, радиус которой всего 0 2 - 0 5 м, где до того проницаемость была снижена в десятки раз. [40]
Именно по данному признаку можно определить фактическую величину D - снижения коэффициента продуктивности. Соответственно при применении глубокой перфорации или гидравлического разрыва пластов блокада засоренной приза-бойной зоны пластов будет преодолена и коэффициент продуктивности ( или приемистости) скважины будет увеличен сверх того, что теоретически должно быть при глубокой перфорации и гидроразрыве, дополнительно в D раз. [41]
Есть смысл принять такой порядок: сначала проводить глубокую перфорацию, но если результат не достигнут и блокада засоренной прискважинной зоны не устранена, то проводить гидравлический разрыв. Такой порядок может еще больше увеличить эффективность, если глубокую перфорацию скважины осуществлять в одной вертикальной плоскости и эту плоскость сориентировать вдоль ряда скважин, тем самым можно облегчить гидроразрыв, обеспечить его направленность и уменьшить его аварийность. [42]
Но в настоящее время это вполне можно сделать, применяя современную глубокую перфорацию, преодолевая призабой-ную сильно засоренную при бурении зону нефтяных пластов. [43]
Спрашивается: как достреливали второй пласт, что привело к дополнительному уменьшению работающей толщины. Разве нельзя было производить в скважине дострел, наполнив ее нефтью и применив глубокую перфорацию. Или никакого дострела не было, и это другие скважины с другой, более низкой продуктивностью пластов, и двухпластовые скважины никак нельзя сравнивать с однопластовыми скважинами. [44]
В случае незасоренных нефтяных пластов глубокая перфорация увеличивает дебит нефти в 1 1 - 1 2 раза ( что экономически вполне ее окупает), а гидравлический разрыв увеличивает дебит нефти в 1 5 - 2 раза. Но если при засорении призабойных зон нефтяных пластов общее фильтрационное сопротивление было значительно увеличено, то применение глубокой перфорации увеличит дебит в 2 - 3 раза, а применение гидравлического разрыва увеличит дебит в 4 - 8 раз. Это при условии, что блокада засоренных прискважинных зон пластов была разорвана. [45]