Cтраница 2
В ней были исследованы кинематика потоков жидкости и форма наступающего контура воды в многорядную систему скважин, а также зависимость водо-нефтяных факторов от продолжительности эксплуатации скважин после прорыва воды. [16]
При проведении мероприятий по повышению производительности скважин в простаивающих скважинах, оформленных актом консервации, добавляются расходы по амортизации скважин и прочих основных средств, которые определяются по стоимости скважин и установленного на скважине оборудования, в соответствии с действующими нормами амортизации и продолжительностью эксплуатации скважины. [17]
За период эксплуатации с обводненностью более 95 % добывается 1 5 % от суммарного отбора. Продолжительность эксплуатации скважин действующего фонда с обводненностью более 80 % в среднем составляет 3 6 - 5 3 года. [18]
В итоге фильтрационно-емкостные характеристики коллекторов существенно изменяются. На основе этих данных о снижении проницаемости пород коллектора планируется, что при проведении ремонтных работ число случаев поглощений скважинкой жидкости будет уменьшаться в зависимости от продолжительности эксплуатации скважин. При проведении ремонтных работ в скважинах, расположенных на участках месторождения с повышенной проницаемостью пород пласта, для предупреждения поглощений скважиной жидкости ее обрабатывают в целях повышения вязкости. Кроме того, эта жидкость должна быть стойкой в условиях сероводородной агрессии. При проведении ремонтных работ на участках выше пакера, когда пласт надежно отсекается от скважины пробкой-заглушкой, к качеству скважинной жидкости требования предъявляются такие же, как для работ в обычных условиях. [19]
В задачи второй стадии ( проекта разработки) входят уточнение и разработка конкретных мер, обеспечивающих достижение заданного уровня добычи нефти при минимальных потерях нефти и затратах труда, материальных и энергетических ресурсов. На этой стадии уточняются объемы добычи жидкости и газа, объемы закачки рабочего агента, составляется план размещения и очередности бурения добывающих и нагнетательных скважин, устанавливаются режим, способы и продолжительность эксплуатации скважин и общий срок эксплуатации пласта. [20]
И, наконец, наблюдаются случаи, когда обводнение залежи происходит на конечной стадии разработки. Подобный режим является наиболее благоприятным, поскольку наряду с извлечением основных запасов газа на газовом режиме проявление водонапорного режима в завершающую стадию разработки приводит к стабилизации, а в некоторых случаях к повышению давления в залежи, что в свою очередь способствует продолжительности эксплуатации скважин. Газоотдача здесь может достигнуть 0 95 - 0 98, для неоднородных коллекторов значение ее несколько ниже. [21]
Бурение скважин связано с большими затратами денежных средств и материальных ресурсов: более 30 % всех капитальных вложений в нефтегазодобывающие отрасли расходуется на бурение. Следовательно, эффективность буровых работ в большой мере определяет общую эффективность затрат на развитие нефтяной и газовой промышленности. Из этого вытекает вывод о значении продуктивности и продолжительности эксплуатации скважин. [22]
При исследовании эксплуатационных скважин периодически или постоянно ведется запись некоторых рабочих параметров и их оценка. Эти параметры подразделяются на две группы: 1) регистрируемые на конец каждого дня; 2) регистрируемые через более длительные периоды времени. К параметрам первой группы относятся давления на устье насосно-компрессорных труб и обсадной колонны и ежедневная продолжительность эксплуатации скважины. Оборудование устья скважины и приборы контроля потока обследуются с целью поддержания их в работоспособном состоянии. [23]
В этот период забойные давления, по-видимому, были близки к давлению насыщения. В таких случаях в условиях призабойных зон проявляются вязкоупругие свойства нефти: приток газожидкостной смеси к забою происходит не только за счет прямого перепада давлений пласт - скважина, но и за счет упругого запаса вязкоупругой системы нефть - пласт. Этот период продолжается в среднем от 6 до 8 месяцев и редко больше, в то время как продолжительность эксплуатации скважин составляет 10 - 12 лет. К началу заключительного периода газовые факторы снижаются до 2 - 3 м8 / м3, в продукции появляется пластовая вода. Фонтанирование полностью прекращается, когда содержание воды достигает 30 %, и скважины переводятся на глубиннонасосный способ эксплуатации. [24]
В работе представлены факторы, обусловливающие отсутствие приемистости, и притока малопродуктивных пластов, включенных в один эксплуатационный объект. Одним из них является их взаимовлияние с высокопродуктивными коллекторами за счет образования трещин при разных давлениях для различных пластов. Была высказана гипотеза, что на приемистость ( продуктивность) неоднородных пластов при их совместной разработке в основном могут оказывать влияние 15 факторов: 1 - проницаемость данного пласта в долях от максимальной проницаемости коллектора в скважине; 2 - депрессия; 3 - эффективная толщина; 4 -проницаемость пласта; 5 - пластовое давление в долях от горного; 6 - расстояние по пласту до ближайшей зоны отбора ( закачки); 7 -толщина непроницаемого раздела до смежного высокопроницаемого коллектора; 8 - послойная неоднородность данного пласта; 9 - литологическая характеристика непроницаемого раздела между пластами; 10 - соотношение вязкостей нефти и воды; 11 - продолжительность эксплуатации скважин; 12 - разница между температурами пластовой и закачиваемой воды; 13 - пористость пласта; 14 - начальный градиент давления; 15 - толщина непроницаемого раздела до смежного малопроницаемого пласта. [25]
Для предохранения скважин от обвалов, газо - и водопроявлений, а также для изоляции продуктивных пластов атенки скважины укрепляются. Эта операция является конечной фазой строительства скважины. Осуществляется крепление обсадными трубами и цементным раствором, закачиваемым в кольцевой зазор между стенками скважины и обсадной колонной. От качества цементирования зависит надежность разобщения пластов, продолжительность эксплуатации скважин и всего месторождения в целом. [26]
Из данных таблицы следует, что при взрыве первоначальный удельный дебит скважин возрастает в 3 3 - 8 3 раза, тогда как последующая обработка скважины соляной кислотой увеличивает его в среднем в 1 5 раза. При взрыве ТДШ в зоне кольматажа образуется большое количество микротрещин, что резко увеличивает приток воды в фильтр. Однако эти трещины, по-видимому, невелики по размерам. При дополнительном воздействии кислотой по этим трещинам происходит большой контакт кислоты с поверхностью отложившихся осадков, что в результате растворения приводит к большему раскрытию tfop. С увеличением размера пор в прифильтровой зоне дополнительно возрастает дебит и увеличивается продолжительность эксплуатации скважин после обработки. [27]
Западно-Соплесского НГКМ конденсатом не является единичным случаем в практике газодобычи. Имеется опыт обработки легким конденсатом ранее простаивавшей скважины W месторождения Contest. Обработка этой скважины оказалась более успешной, чем скв. Тем не менее скважина эксплуатировалась после воздействия всего около месяца, причем с постепенным возрастанием дебита в течение первых 2 нед и понижением его в течение еще 2 нед. Оценочные расчеты показывают, что обработка призабойной зоны скважины W-Contesti пропаном или ШФЛУ позволяла увеличить продолжительность эксплуатации скважины как минимум втрое. [28]