Прорыв - подошвенная вода
Cтраница 2
 |
Увеличение дебитов скважин в результате прогрева призабоЕной зоны. [16] |
Снижение вязкости нефти вследствие повышенной температуры в призабойной зоне иногда приводит к прорыву подошвенной воды и интенсивному обводнению скважин. В связи с этим рекомендуется до стационарной тепловой обработки предварительно принимать меры по изоляции подошвенных вод либо устанавливать насос и нагреватель значительно выше нижнего интервала перфорации. [17]
В настоящей статье решается задача о влиянии величины предельного градиента давления на момент прорыва подошвенной воды в газонасыщенный пласт ( или на продолжительность периода газового режима разработки) и на подъем пластовой воды в газовой залежи при рассмотрении одномерной ( вертикальной) фильтрации флюида. В принятой постановке задачи выделены два существенно разных периода - до и после прорыва воды в газовый пласт соответственно. [18]
Обводнение вскрытых перфораций интервалов пласта в позднее пробуренных скважинах произошло не в результате прорыва собственных подошвенных вод, а в результате продвижения воды по напластованию из внешней зоны. На рассмотренных участках залежи фильтрация происходила в основном параллельно напластованию. [19]
Сокращение темпов отбора жидкости из скважин и установка цементных мостов ( стаканов) для борьбы с прорывом подошвенных вод систематически применялись во многих нефтеносных районах и, в частности, в процессе разработки высокопродуктивных пластов Октябрьского ( бывш. [20]
В нефтепромысловой практике известны и такие случаи, когда в ранней стадии разработки пласта уменьшение дебитов скважин после прорыва подошвенных вод к их забоям не давало нужного эффекта. Даже, наоборот, иногда за время остановки скважины конус подошвенной воды не только не оседал, но еще более поднимался, вокруг забоя образовывалась водяная оболочка, нефть оттеснялась от забоя и после пуска скважина оказывалась более обводненной, чем до остановки. Это нисколько не противоречит сказанному выше, ибо происходит в особых условиях мелкопористых пластов ( тонкозернистых пород), в которых нужно учитывать значительную роль капиллярных сил. [21]
На основании промыслового опыта и анализа работ по освоению и эксплуатации скважин № 2880, 2725, 16814 можно считать, что градиент прорыва подошвенной воды составляет 0 6 МПа / м и более. [22]
Анализ промыслового материала показывает, что в водо-нефтя-ных зонах, где эксплуатируют только верхнюю нефтенасыщенную часть пласта с относительно меньшей депрессией на пласт во избежание прорыва подошвенных вод, вытеснение нефти происходит в результате преимущественно вертикального перемещения водо-нефтяного контакта. Рассмотрим геологопро-мысловые данные по скважинам, выбывшим из эксплуатации ввиду обводнения. По 195 скважинам пласта Д1 после обводнения на 90 % добыто лишь 0 4 % накопленного количества нефти и 3 % суммарного объема попутной воды. Средняя продолжительность работы скважин в этот период равна 1 2 года. [23]
Период от 10.5 до 11 0 кг / м - 4 характеризует прорыв газа из газовой шапки, а дальнейшая стабилизация пластового давления связана также с прорывами подошвенной воды к отдельным добывающим скважинам. [24]
Настоящий документ разработан и применяется с целью повышения технико-экономической эффективности работ при глушении нефтяных и газовых скважин, для проведения в них геолого-технических мероприятий, для ограничения водопритоков в добывающие скважины, как при перетоках из выше - или нижележащих пластов, так и прорывах нагнетательных и подошвенных вод, а также для ликвидации негерметичностей эксплуатационных колонн. [25]
Приводятся обоснование необходимости и содержание мероприятий по предотвращению выноса песка, образования песчаных пробок, коррозии, возможного застывания нефти, выпадения из нее солей и парафина, их отложений на подземном и наземном оборудовании, загидрачивания лифтов и напорных линий газлифтных скважин, добывающих скважин с высокими газовыми факторами, неконтролируемых прорывов подошвенных вод и свободного газа, растепления многолетнемерзлых пород вокруг устьев скважин, замерзания напорных линий устьев и стволов нагнетательных скважин и других осложнений. [26]
В зависимости от коллекторских свойств вскрытого разреза, гидродинамических условий залежи, физико-химических свойств пластовой жидкости и геометрических параметров ствола и элементов залежи, а также технической оснащенности могут возникнуть условия, когда часть поверхности фильтрации не будет охвачена депрессией и окажется нерабочей, или наоборот, что фильтрационные характеристики вскрытых пород не обеспечат необходимого притока, что при повышенной депрессии на пласт и снижении забойного давления ниже критического создаст условия для прорыва подошвенной воды. [27]
На этих же зависимостях выделены скважины, вероятность латеральных прорывов в которых имеет максимальное значение, так как нижняя часть интервала перфорации в этих скважинах располагается в пределах, связанных с подошвенной водой в толщинах нефтяной оторочки. Для скважин с высокой вероятностью латеральных прорывов подошвенной воды наблюдаются обычные корреляционные зависимости, хотя и слабые из-за того, что не все влияющие на зависимость факторы можно убрать без риска оказаться в ситуации, когда количество данных окажется недостаточным для анализа влияния геологической характеристики на промысловые показатели. При уменьшении вероятности латеральных прорывов разброс данных увеличивается. Зависимости приобретают вид сектора. [28]
Огромный опыт по ликвидации межпластовых перетоков и га-зонефтеводопроявлений, накопленный при бурении скважин и их эксплуатации, показывает, что в большинстве случаев эти осложнения имеют одну и ту же природу. Здесь сразу же следует исключить случаи прорыва подошвенной воды и газоводонефтепро-явления, связанные с коррозией обсадных труб сероводородом и углекислым газом, а также случаи прорыва воды по наиболее проницаемым пропласткам. [29]
Опыт эксплуатации ПХГ, результаты географических измерений в эксплуатационных и наблюдательных скважинах, а также многофакторные лабораторные исследования процесса взаимозамещения воды и газа с помощью физического моделирования показывают, что основной причиной, приводящей к низкой газоотдаче пласта в период отбора из хранилища, является неоднородность пласта-коллектора. Механизм низкой газоотдачи предопределяется слабой осушкой пласта-коллектора и прорывом краевых и подошвенных вод по наиболее высокопроницаемым участкам пласта. В связи с этим в настоящей работе особое место было уделено вопросам осушки пласта-коллектора. [30]
Страницы: 1 2 3 4