Cтраница 2
Для фиксированной проницаемости внутренней зоны скважины с более высокой проницаемостью вне этой зоны, а отсюда наивысшим начальным текущим дебитом будут давать наиболее высокие показатели после солянокислотной обработки. Если же рассматривать проницаемость внешней зоны как фиксированную, то скважины, где внутреннее кольцевое пространство обладает низкой проницаемостью, а отсюда низшим начальным текущим1 дебитом, будут давать также сайые высокие показатели после обработки. Как показали промысловые наблюдения, малодебитные скважины обычно реагируют лучше всего на солянокислотную обработку. Поэтому следует сделать заключение, что поскольку течение соответствует радиальному, такая реакция со стороны малодебитных скважин получается скорее по причине серьезной закупорки призабойной зоны, чем вследствие низкой проницаемости основной массы известняка. [16]
Это относится непосредственно к условиям у забоя скважины. Но если дебит скважины и перепад давления малы, можно рассматривать вычисленное kr / kn как приближение к среднему значению для коллектора, дренируемого скважиной. Если нефте-насыщения совершенно неустойчивы, можно сделать вывод о влиянии внешних факторов на коэффициент продуктивности, или газовый фактор. Если нефтенасыщение, определяемое газовым фактором, намного выше, чем полученное из коэффициента продуктивности, необходимо рассмотреть возможность местной закупорки призабойной зоны скважины. [17]
Сначала скважина была освоена на нефть и эксплуатировалась с мая 1955 г. по январь 1956 г. с дебитом 62 т / сутки при 8-мм штуцере. В январе 1956 г. скважину пытались освоить под закачку воды, предварительно промыв ее холодной водой. При давлении 98 кГ / см3 на устье скважина воду не принимала. После детального анализа оказалось, что промывка скважин холодной водой приводит к закупорке призабойной зоны парафином, который выкристаллизовывается из нефти при ее охлаждении и смывается со стенок труб. [18]
Это относится непосредственно к условиям у забоя скважины. Но если дебит скважины и перепад давления малы, можно рассматривать вычисленное kr / kw как приближение к среднему значению для коллектора, дренируе мого скважиной. То же объяснение приложимо к относительной проницаемости для нефти kH ( k, подсчитанной при помощи уравнения 5.2 ( 7) или 5.5 ( 3) из замера коэффициента продуктивности; k - Jk и kr / kH выражают определенные значения насыщения нефтью, если известно насыщение пласта водой. Если нефте-насыщения совершенно неустойчивы, можно сделать вывод о влиянии внешних факторов на коэффициент продуктивности, или газовый фактор. Если нефтенасыщение, определяемое газовым фактором, намного выше, чем полученное из коэффициента продуктивности, необходимо рассмотреть возможность местной закупорки призабойной зоны скважины. [19]
При эксплуатации месторождений сероводородсодержащих газов возникает также проблема отложений твердой серы в пласте, призабойной зоне, стволе скважины и газопромысловых коммуникациях. В литературе [12] проанализированы результаты исследований зарубежных авторов по этому вопросу. Отложения твердой серы наблюдаются, например, на ряде месторождений Канады, США и ФРГ. На разрабатываемых месторождениях сероводородсодержащих газов СССР до настоящего времени отложений твердой серы не зафиксировано. Однако, вполне вероятно, что с вводом в разработку новых месторождений сероводородсодержащих газов возможны случаи, когда физико-химические свойства газа и термодинамические условия будут благоприятными для сероотложений. В связи с этим необходимо быть готовыми к решению проблем, вызванных отложениями твердой серы. Сероотложения в пласте могут привести к уменьшению пористости и проницаемости, закупорке призабойной зоны пласта, снижению пропускной способности фонтанных труб и другим осложнениям. [20]