Cтраница 1
Применение глубокой перфорации последовательно сразу всех нефтяных пластов с глубиной перфорационных каналов 50 - 100 см с целью ускорения и повышения эффективности освоения нефтяных пластов. [1]
Применение глубокой перфорации последовательно сразу всех нефтяных пластов с глубиной перфорационных каналов 50 - 100 см с целью ускорения и повышения эффективности освоения нефтяных пластов. [2]
Применение глубокой перфорации незасоренных со стороны скважин нефтяных пластов должно увеличивать коэффициент продуктивности добывающих скважин примерно в 1 2 раза ( что с лихвой окупает все затраты на глубокую перфорацию. [3]
При применении современной глубокой перфорации дебит этой скважины может быть дополнительно увеличен в 5 раз. [4]
Справочно надо отметить, что в случае незасоренных нефтяных пластов при применении глубокой перфорации возможное уменьшение общего фильтрационного сопротивления и увеличение дебита скважин в 1 2 раза, а при применении гидравлического разрыва во всех скважинах возможное уменьшение общего фильтрационного сопротивления и увеличение дебита в 1 5 - 2 раза. [5]
Такое изначальное ( при бурении и освоении скважины) уменьшение ее коэффициента продуктивности можно преодолеть при применении глубокой перфорации. [6]
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. [7]
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. [8]
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. [9]
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. [10]
Но это может быть не варварская, а наоборот рациональная разработка с использованием прежних резервов производительности - с увеличением репрессии и депрессии на нефтяные пласты благодаря применению новых насосов для закачки воды и новых глубинных насосов, более прочных труб и штанг; с повышением продуктивности нефтяных пластов благодаря применению глубокой перфорации и гидроразрыва. [11]
Одним из главных средств в эффективном решении этих проблем является адаптивная система разработки месторождения, позволяющая недоразведанное месторождение начинать разрабатывать и промышленный процесс разработки сочетать с процессом доразведки. Эта система включает в себя применение квадратных сеток размещения скважин только стандартного дихотомического ряда сеток, которые образуются из первой, самой густой сетки ( с площадью на скважину 1 га и расстоянием до соседних скважин 100 м) путем последовательных удвоений площади на скважину; такое сочетание сеток различных эксплуатационных объектов, чтобы вместе они образовывали максимально возможно равномерную общую сетку скважин; проектирование первоначальной регулярной площадной схемы заводнения с последующим переходом после бурения и исследования скважин к избирательному и приконтур-ному избирательному заводнению; применение индивидуальной закачки воды в нагнетательные скважины с помощью специальных малопроизводительных насосов, расположенных вблизи нагнетательных скважин, способных обеспечить любую необходимую закачку воды и любое необходимое давление нагнетания; применение глубокой перфорации, преодолевающей призабойную засоренную зону пластов; разбуривание по направлению от известного к неизвестному, от центра к периферии, от более продуктивного к менее продуктивному с оперативным разрежением и последующим сгущением сеток скважин. [12]
С учетом этого дебит добывающей скважины равен 16 9 - 0 625 10 56 т / сут. Этот дебит пропорционально увеличивается при осуществлении контролируемого повышения пластового давления на 15 ат и депрессии от 65 до 80 ат. При применении глубокой перфорации нефтяных пластов дебит дополнительно увеличивается в 1 2 раза. При применении стационарного электронагрева нефтяных пластов дебит дополнительно увеличивается в 1 2 раза. [13]
Причем это не связано только с Енорусскинским месторождением - это привычная традиционная психология общения с крайне малопродуктивными бросовыми скважинами, их не жаль было терять. В нагнетательных скважинах возникновение негерметичности не сразу становится заметным; лишь со временем по отсутствию поддержания пластового давления и его постоянному падению, а также по специально проведенным определениям негерметичности это становится понятно. Вместо применения соляно-кислотных обработок в запроектированной инновационной технологии было принято применение глубокой перфорации, но этого делать не стали; победила привычка. Очевидно, что на Аксубаево-Мокшинском месторождении такое же положение. [14]
Такое разбуривание и ввод в разработку нефтяных пластов увеличивает дебит нефти на пробуренную скважину в 2 раза и более. Рассредоточенная система разработки и увеличение сумм репрессии - депрессии увеличивает общий дебит скважин в 3 раза. Объединение двух пластов в общий эксплуатационный объект увеличивает дебит в 2 раза. Освоение скважин с применением глубокой перфорации и улучшение качества бурения повышают дебит в 2 раза. [15]