Суммарная приемистость - скважина
Cтраница 1
Суммарная приемистость скважины независимо от порядка включения пластов оставалась практически неизменной. [1]
Именно это увеличение суммарной приемистости скважин в конечном итоге обеспечивает экономию на эксплуатационных расходах. [2]
Так, исходя из приведенных выше данных, нетрудно подсчитать ожидаемую суммарную приемистость скважины. [3]
 |
Изменения давления в призабойной зоне пластов с различной. [4] |
Кроме того, эти же эксперименты показали, что приемистость пласта, включаемого под закачку первым, была выше, чем при одновременном включении обоих пластов; суммарная приемистость скважины независимо от порядка включения пластов под закачку оставалась практически неизменной. [5]
 |
Схема принудительной одновременно-раздельной закачки сеноманской воды в два пласта. [6] |
Как показано выше, действительная приемистость каждого пласта в условиях Усть-Балыкского месторождения достигает 700 м3 / сутки и выше; в случае вскрытия в одной нагнетательной скважине двух или более пластов суммарная приемистость скважин достигнет нескольких тысяч кубометров в сутки, что необходимо учитывать при определении пропускной способности оборудования. [7]
Анализ прогнозирования результатов обработки скважин гелеобразующим составом показал, что выравнивание профиля приемистости возрастает с ростом объема закачки реагента. Таким образом, оптимальный объем закачки определяется из технологического условия, что после обработки суммарная приемистость скважины не должна падать ниже 60 - 70 % от исходной величины до обработки скважины. [8]
Эксплуатация нагнетательных скважин, как правило, происходит при одновременной закачке воды во все вскрытые интервалы нефтяного пласта. Отличие фильтрационных параметров отдельных пропла-стков ( пористость, проницаемость, насыщенность по нефти и воде и др.) приводит к неравномерному охвату толщины пласта воздействием заводнения. Оценка уровня участия отдельных пропластков в приемистости скважин проводится при помощи стандартных гидродинамических и геофизических методов исследований скважин. По результатам этих исследований получают количественные значения проницаемости отдельных пропластков. Эти сведения позволяют выполнить оценку участия каждого пропластка в суммарной приемистости скважины. Однако для определения уровня влияния отдельных факторов на эффективность процессов вытеснения нефти водой из объекта этих данных недостаточно. Решение подобной задачи возможно путем применения статистических методов анализа совместной работы пластов для выбранной схемы системы заводнения. В работе [46] приведен пример статистического анализа эффективности эксплуатации нагнетательных скважин, вскрывших несколько продуктивных пропластков различной проницаемости, с использованием непараметрических критериев и диагностических коэффициентов. [9]
Как видно из рисунка, при давлении нагнетания 170 кгс / см2 воду принимает только половина верхнего и среднего пропластков. Нижний пропласток г воду не принимает. Общий расход при этом составляет 230 м3 / сут. При повышении давления до 194 кгс / см2 резко возрастает суммарная приемистость скважины - Q920 м3 / сут. Однако нагнетаемая вода уже распределяется по всем трем пропласткам - верхние пропластки б1 2 и г охвачены закачкой по всей мощности, а в нижнем про-пластке г2 воду принимает только 0 6 его часть. Если при давлении 170 кгс / см2 основное количество воды поглощалось самой нижней частью пропластка, то при давлении 194 кгс / см2 приемистость нижней части осталась прежней, а верхней части резко увеличилась. Это, видимо, объясняется тем, что при таких высоких давлениях раскрылись трещины верхней части пропластка, где наибольшая пропускная способность по сравнению с остальными интервалами пласта. [10]
Анализ промыслово-геофизических исследований по контролю за разработкой позволяет утверждать, что закачиваемая вода в большинстве случаев полностью поглощается вскрытыми интервалами фильтра скважин. Вместе с тем, не все интервалы фильтра полностью принимают воду. Основная часть воды поглощается наиболее проницаемыми пластами нижних интервалов VII горизонта, меньшая часть воды - серединой и незначительная - верхними интервалами. Такая картина наблюдается в основном при давлении нагнетания 20 МПа. При изменении давления нагнетания происходит перераспределение приемистости отдельных пропласт-ков. Так, при уменьшении давления с 20 до 6 МПа приемистость малопроницаемых пропластков снижается до нуля. Уменьшается и суммарная приемистость скважин. [11]
Страницы: 1