Cтраница 1
Потеря пластовой энергии приводит в конечном счете к снижению нефтеотдачи, но не только к этому. Снижение давления в газонасыщенной зоне пласта вызывает ретроградную конденсацию и тем самым предопределяет пластовые потери конденсата. Если теперь учесть, что для достижения более или менее удовлетворительной нефтеотдачи необходимо глубокое снижение давления, становится ясно, что потери конденсата будут весьма значительны. [1]
Потеря пластовой энергии приводит в конечном счете к снижению нефтеотдачи, но не только к этому. Снижение давления в газонасыщенной зоне пласта вызывает ретроградную коденса-цию и тем самым предопределяет пластовые потери конденсата. Если учесть, что для достижения более или менее удовлетворительной нефтеотдачи необходимо глубокое снижение давления, становится ясно, что потери конденсата будут весьма значительны. [2]
При высоком пластовом давлении иногда необходима лишь частичная компенсация потери пластовой энергии. [3]
Применение забойных штуцеров для регулирования работы пластов приводит к необратимым потерям пластовой энергии. Между двумя горизонтами устанавливается пакер со струйным насосом, спускаемым на насосно-компрессорных трубах. Принцип работы инжектора основан на использовании кинетической энергии струи, которая непосредственно передается потоку жидкости, имеющему меньший запас энергии. [4]
Снижение температуры газа на устье скважины непосредственно связано с увеличением потери пластовой энергии на сопротивление, что приводит к дальнейшему падению давления на устье скважины, понижению перепада дввления на установке НТО, а следовательно, к ухудшению условий сепарации. Температура газа перед газовым теплообменником определяется как разность между температурой на устье скважины и снижением температуры в шлейфе за счет рассеивания тепла в грунт и дросселирования газа. [5]
Применение фонтанных труб даже при условии одновременного отбора газа по кольцевому пространству связано с большими неоправданными потерями пластовой энергии, приводит к бурению дополнительных скважин и вызывает крупные непроизводительные затраты средств и металла. [6]
Одним из резервов повышения эффективности использования пластовой энергии является снижение ее потерь в призабойной зоне скважин. Потеря пластовой энергии происходит в результате загрязнения продуктивных пластов при заканчи-вании, эксплуатации и ремонте скважин. Применяемые в настоящее время конструкции забоев и методы вторичного вскрытия нефтяных и газовых пластов не обеспечивают сохранения начальной проницаемости коллекторов. Использование специальных растворов для глушения скважин уменьшает загрязнение призабойной зоны пласта ( ПЗП), но не сохраняет его коллекторские свойства в процессах эксплуатации и ремонта скважины. Кроме того, глушение скважины в зимнее время холодной жидкостью существенно снижает температуру призабойной зоны и ухудшает фильтрационные свойства пласта вследствие отложения высокомолекулярных углеводородных соединений. В результате промысловых исследований, проведенных Н. Н. Михайловым на нескольких нефтегазовых месторождениях ( Варейском, Самотлорском, Усписком, Днепро-Донецком, Речицком, Осташкович-ском), выявлено, что в 50 % скважин начальная продуктивность уменьшается в 2 раза, в 25 % - в 4 раза и в 10 % - в 10 - 30 раз. В среднем даже через три года эксплуатации скважины пластовая энергия прискважинной зоны снижается в 1 5 - 1 75 раза по сравнению с потенциальной. С учетом отмеченного необходимо обрабатывать призабойную зону продуктивных пластов для восстановления их коллекторских свойств до ввода скважин в эксплуатацию. [7]
Защищая свои позиции, сторонники массового применения фонтанных труб могут заявить, что скважину можно эксплуатировать не только через фонтанную колонну, но и по кольцевому пространству. В этом случае потери пластовой энергии на транспортировку газа уменьшаются, а при равных энергетических затратах дебиты газа из скважин резко возрастают. [8]
Иногда значительный урон недрам может быть нанесен поспешным вводом в промышленную эксплуатацию давших мощные газовые фонтаны поисковых и разведочных скважин на газонефтяных и газоконденсатных месторождениях. При этом на первых из них происходит потеря пластовой энергии газовой шапки, необходимая для добычи нефти из нефтяной оторочки, а на вторых - г снижение пластового давления ниже давления конденсации приводит к переходу тяжелых углеводородов из газообразной фазы в жидкую, смачивающую породы пласта, и, таким образом, к потере наиболее ценных углеводородов. Поэтому следует воздержаться от интенсивной эксплуатации первых скважин на таких залежах до тех пор, пока не будут оценены запасы жидких углеводородов. [9]
Нагнетательные скважины располагают за контуром нефтеносности на расстоянии 1000 - 1200 м от внешнего ряда добывающих скважин для однородных пластов и 600 - 700 м - для неоднородных пластов с низкой проницаемостью. Чрезмерное их удаление от эксплуатационного ряда может привести к потере пластовой энергии, так как будет происходить отток части закачанной воды за контур нефтеносности. [10]
Движение газа к гидродинамически совершенной скважине по закону Краснопольского, при котором влияние радиуса на дебри становится значительным, возможно только в крупнотрещиноватых коллекторах, поэтому оно в газопромысловой практике не наблюдается. В случае гидродинамически совершенной скважины приток газа в скважину происходит с наименьшими потерями пластовой энергии. Следовательно, продуктивный горизонт следует вскрывать на полную мощность и оставлять открытым ствол скважины. Применение в эксплуатационных скважинах открытого забоя на полную мощность пласта ограничивается наличием подошвенной воды на ряде месторождений и значительно реже слабой сцементированностью и неустойчивостью коллекторов газа. [11]
Такой подход, вызванный стремлением побыстрее выйти на расчетный отбор газа из месторождения, привел к некоторому рассогласованию работы системы, так как усиливались перетоки с обводнением участков залежи и потерей пластовой энергии. [12]