Cтраница 3
Высокая приемистость и степень совершенства скважин при сравнительно малой проницаемости пород пласта являются признаками влияния системы трещин в при-забойных зонах. Установлено, что повышение забойного давления над статическим пластовым в коллекторах с естественной трещино-ватостью должно приводить к увеличению раскрытия трещин за счет упругого сжатия пород, и тем в большей степени, чем выше забойное давление. [31]
Глушение скважин - прекращение фонтанирования пластового флюида из скважины путем закачки в нее спец. Связано с искусств, повышением забойного давления до величин, превышающих пластовое. Обеспечивает возможность проведения текущего, капитального ремонтов скважин, прекращение аварийных выбросов пластового флюида. Требования, предъявляемые к ним в конкретных горн. Из буровых растворов на водной основе наиболее перспективны минеральные с полимерными добавками, к-рые не содержат глинистых частиц и допускают повышение плотности добавлением мела, удаляемого затем соляно-кислотной обработкой. В условиях, когда пластовое давление ниже гидростатического ( при заполнении скважины нефтью), в качестве рабочей жидкости используются спец. [32]
Как резкое увеличение относительной проницаемости трещин по сравнению с поровой проницаемостью, так и задавливание низкопродуктивных прослоев может привести к снижению охвата вытеснением. Поэтому для нагнетательных скважин существует оптимальный предел повышения забойного давления. [33]
Однако такое повышение давления целесообразно не во всех случаях. Это связано с тем, что при повышении забойного давления в пропластках, принимающих воду при меньших давлениях, резко увеличивается проницаемость трещин. За счет более быстрого роста давления в таких пропластках могут быть вообще задавлены другие. За счет этого при совместной работе пропластков давление раскрытия трещин в пластах может оказаться выше, чем при раздельной закачке. Образование ( раскрытие) трещин относительно большей проницаемости возможно и в пропластках с низкой поровой проницаемостью. [34]
При этом установлено, что с этим снижением конкурируют повышение забойного давления нагнетательных скважин и применение интенсивных схем площадного воздействия. Оказьтается, яри падении забойного давления ниже давления насыщения не только снижается коэффициент продуктивности по нефти и увеличивается текущая обводненность продукции, но и снижается дебит нефти. Наблюдается явление искусственного превращения маловязкой и средневязкой нефти в средневязкую и высоковязкую со всеми вытекающими отсюда отрицательными последствиями. [35]
Парафшшя тшя промыслового оборудования ( насосно-компрес-сорных труб и поверхностных коммуникаций) приводит к нарушению нормальной работы скважины. Этого достигают или понижением противодавления на устье скважины, или повышением забойного давления. Последнее приводит к уменьшению притока. Если же уменьшают противодавление на устье скважины, то автоматически изменяется и забойное давление. Все это приводит к дополнительным затратам, связанным с очисткой труб от парафиновых отложений, увеличивает вероятность аварий. Таким образом, ухудшаются экономические показатели работы промысла и уменьшается отбор жидкости из скважин. [36]
Факт высокой стабильности величины коэффициента продуктивности отмечен в определенных ограниченных пределах изменения забойного давления, когда оно выше давления насыщения нефти газом ( и не происходит распад пластовой нефти на газообразные, жидкие и твердые компоненты) и ниже уровня давления гидроразрыва пласта. Вне этих пределов коэффициент продуктивности заметно и даже значительно изменяется: при повышении забойного давления выше уровня давления гидроразрыва происходит его увеличение, при понижении ниже уровня давления насыщения происходит его уменьшение. Обычно выход забойного давления за указанные пределы не рекомендуется. А чтобы снять этот запрет, надо эту проблему рассмотреть гораздо более детально применительно к конкретным условиям, учесть все плюсы и минусы, все возможные отрицательные последствия. [37]
Амплитудный дебит может меняться ( снижаться) из-за движения бурения скважин от участков повышенной к участкам пониженной эффективной толщины, при разделении эксплуатационного объекта на более мелкие с меньшей эффективной толщиной, при нехватке объема закачиваемой воды и снижении забойного давления нагнетательных скважин, при одновременном снижении забойного давления добывающих скважин ниже уровня давления насыщения нефти газом, разгазировании и снижении коэффициентов продуктивности по нефти. Наоборот, амплитудный дебит может увеличиваться при необходимом увеличении объема закачиваемой воды, повышении забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин, повышении коэффициентов продуктивности по нефти. [38]
Первая часть § 2 посвящена анализу строгого решения задачи о прямолинейно-параллельном неустановившемся движении жидкости в неоднородном пласте. Расчетная формула, полученная на основе строгого решения, позволяет построить точный график понижения - повышения забойного давления во всем диапазоне изменения времени после пуска - остановки прямолинейной галереи. Для начального и конечного промежутков времени выведены из точной формулы простые приближенные формулы. При наличии точной формулы всегда возможно оценить погрешность приближенных формул. [39]
Сравнивая гидравлические сопротивления труб с покрытиями и без них, можно видеть что имеются значительные резервы для повышения эффективного забойного давления и приемистости нагнетательных скважин без увеличения давления нагнетания. [40]
Система ТМС-3 состоит из скважинного преобразователя давления и температуры ПДТ, монтируемого в нижней части погружного электродвигателя, и наземного прибора, включающего блок управления БУ и устройство питания и распределения УПП, соединенных между собой кабелем. Эта система обеспечивает отключение УЭЦН при достижении заданного забойного давления или максимальной температуры масла в нижней части двигателя, а также автоматический запуск установки после повышения забойного давления или уменьшения температуры масла. Наземный прибор имеет электрические выводы для раздельной регистрации изменения давления и температуры, а также световую сигнализацию. [41]
По этой формуле видно, что она учитывает все основные геолого-физические и технологические факторы. Отсюда следует, что, поскольку у горизонтальной скважины по сравнению с вертикальной скважиной кратность увеличения дебита меньше кратности увеличения дефицита упругого запаса, то его восполнение, т.е. повышение забойного давления до уровня пластового давления, будет происходить более долго. [42]
В условиях месторождений Ставропольского края, имеющих высокие пластовые температуры, также отмечен ряд явлений, связанных с изменением температурных режимов работы скважин. В частности, по отдельным остановленным скважинам в процессе их исследования наблюдаются снижение, а затем повышение статического уровня, а в процессе снятия кривых восстановления давления - стабилизация, а затем повышение забойного давления. На основании изложенных выше данных возникла необходимость оценить степень искажения кривых восстановления давления и индикаторных кривых за счет изменения температуры как в стволе скважины, так и в призабойной зоне пласта. [43]
Наблюдения показали, что коэффициент А при непрерывном падении давления в залежи и на забоях скважин уменьшается. Более существенно он снижается при падении пластового давления ниже давления насыщения, чем при снижении забойных давлений. При повышении забойных давлений величина этого коэффициента восстанавливается. [44]
Накопление нефти связано с поступлением ее из призабойной зоны кыновских отложений. С 1969 г. было отмечено повышение забойного давления на 0 043 МПа, при этом в скважину поступило 1 3 м3 нефти. [45]