Режим - работа - эксплуатационная скважина
Cтраница 1
 |
Зависимость нефтеотдачи от темпов разработки. [1] |
Режим работы эксплуатационных скважин и темпы разработки оказывают существенное влияние на нефтеотдачу при режиме вытеснения нефти водой. [2]
 |
Зависимость нефтеотдачи от темпов разработки. [3] |
Режим работы эксплуатационных скважин следует выбирать так, чтобы на контакте вытеснения нефти водой величина градиента давления была равной или больше критического значения. Величину критического градиента давления следует определять в каждом конкретном случае на основе опытов по фильтрации при малых градиентах давления. [4]
Выбор режима работы эксплуатационных скважин в девятом варианте позволил обеспечить максимально возможнуютзеличину активных запасов по всей разрабатываемой площади. [5]
Было исследовано два варианта, отличающихся режимами работы эксплуатационных скважин. [6]
Качественный анализ метода регулирования процесса разработки изменением режимов работы эксплуатационных скважин можно провести, используя данные по насосной добыче. При продвижении контура нефтеносности в первую очередь обводняются, как правило, скважины внешних рядов. По мере обводнения эти скважины из категории фонтанных переходят в насосные. Анализ зависимостей показателей насосной добычи от объема отобранной жидкости ( см. рис. 31) показывает, что по мере обводнения залежи фонд насосных скважин растет, однако доля насосной добычи жидкости и нефти остается меньше доли насосных скважин от общего числа скважин. Это свидетельствует о том, что добыча жидкости и нефти в определенной степени перекладывается на фонтанные скважины, которыми обычно являются внутренние безводные или малообводненные скважины. Таким образом, в процессе разработки осуществляется регулирование перекладыванием добычи жидкости с внешних рядов по мере их обводнения на внутренние. [7]
Для выбранной сетки размещения скважин рассмотрено десять вариантов разработки, отличающихся режимами работы эксплуатационных скважин. В первых семи вариантах величина дебита скважин рассчитывалась при условии равенства дебитов всех скважин, а также при условии, что забойное давление в скважинах последнего третьего ряда по вариантам разработки соответственно равно 160, 150, 140, 130, 120, НО и 95 атмосфер. [8]
Учитывая, что на практике, как правило, имеет место изменение режима работы эксплуатационных скважин, связанное с заменой глубиннонасосного оборудования, нами проведен анализ работы 12 эксплуатационных скважин, которые с начала эксперимента работали без изменения режима. График разработки приведен на рисунке 2 в. Как видно, по этим скважинам также наблюдается некоторое снижение и стабилизация отбора нефти. [9]
Кроме того, при равномерном отборе газа из второго ПХГ резко увеличивается продолжительность безводного режима работы эксплуатационных скважин, возрастает надежность кольцевой газопроводной системы, т.к. в случае аварии можно дополнительно отобрать из одного из горизонтов второго ПХГ до 8 млн. ма / сут. Улучшение технологических параметров при совместной эксплуатации газохранилищ практически не требует по ним дополнительных капитальных затрат. [10]
На рис. 2 показана карта градиентов давления для той же залежи, но после изменения режима работы эксплуатационных скважин. Снижение забойных давлений в указанных скважинах привело к снижению пластового давления в области этих скважин. В остальных скважинах забойные давления ( потенциалы) были увеличены с таким расчетом, чтобы суммарный отбор жидкости ( сила тока) по залежи и по рядам сохранились такими же, что и до изменения режима работы скважин. [11]
Из приводимого графика видно, что конечная нефтеотдача пласта при режиме вытеснения нефти водой существенно зависит от режима работы эксплуатационных скважин. [12]
При проектировании технологических процессов разработки в недостаточной мере учитываются особенности геологического строения объектов, условия залегания нефти, режимы работы эксплуатационных скважин, обеспечивающие рациональное использование добывных возможностей продуктивных пластов. [13]
 |
Изменение доли нефти в добываемой жидкости во времени по за. [14] |
Анализ проводимых кривых сопоставления фактических и расчетных показателей процесса обводнения показывает, что с 1970 года доля нефти в добываемой жидкости, а также добыча нефти стабилизировались. При этом расчетные кривые доли нефти в добываемой жидкости и расчетные кривые добычи нефти с учетом застойных зон проходят ниже фактических кривых. Надо отметить, что в 1970 - 71 годах нами была предложена НГДУ Арлан-нефть рекомендация по изменению режима работы эксплуатационных скважин с целью вызова притока нефти из застойных зон. Эта рекомендация частично была реализована. Поэтому обратную разницу между расчетными и фактическими значениями добычи нефти следует объяснить притоком дополнительной нефти из застойных зон после изменения режима работы скважин. Однако предварительный анализ промыслового опыта показывает, что извлечение запасов нефти, находящейся в застойных зонах, только путем изменения режима работы скважин связано со значительными затратами времени и необходимостью извлечения больших объемов попутно добываемой воды. [15]
Страницы: 1 2