Рост - дебит - скважина
Cтраница 3
В результате разрушения агрегатов кристаллы парафина выпадают в виде тонкодисперсной, объемной, устойчивой взвеси, а скорость роста отложений уменьшается пропорционально уменьшению средних размеров выпавших совместно со смолами и асфальтенами в твердую фазу кристаллов парафина. Образование микропузырьков газа в центрах кристаллизации после магнитной обработки обеспечивает газлифтный эффект, ведущий к некоторому росту дебита скважин. [31]
 |
Зависимости ( рпл - р3 / Q от Q ( / и. [32] |
Тогда в координатах ( р л - p 3f A3) / Q - Q получается прямая ( см. рис. IV.7), отсекающая на оси ординат отрезок, соответствующий коэффициенту а. На практике встречаются случаи, когда ба величина переменная, причем она, как правило, увеличивается с ростом дебита скважины. [33]
Вследствие искусственного увеличения относительного погружения колонны труб происходит ( как и при любом другом способе периодической эксплуатации) подъем динамического уровня жидкости, что приводит к увеличению забойного давления и уменьшению депрессии. Поэтому при периодической эксплуатации скважины газлифтом дебит жидкости должен уменьшиться. Сохранение или рост дебита скважины возможны только при значительном увеличении глубины спуска труб. [34]
Вследствие искусственного увеличения относительного погружения колонны труб происходит подъем динамического уровня жидкости, что приводит к увеличению забойного давления и уменьшению депрессии. Поэтому если глубина спуска подъемных труб при переводе скважины с непрерывного газлифта на периодический остается неизменной, то дебит жидкости должен уменьшиться. Сохранение или рост дебита скважины возможны только при увеличении глубины спуска труб. [35]
Установлено, что для изотропных пластов наибольшая производительность скважин, вскрывших пласты средней мощности, достигается при относительном вскрытии, равном 0 3 - 0 5 от общей газоносной мощности. Дальнейшее увеличение степени вскрытия не приводит к заметному росту дебита. В равномерно-анизотропных пластах степень вскрытия практически пропорциональна росту дебита скважин. Следовательно, на каждом месторождении эффективная степень вскрытия зависит от однородности пласта и наличия гидродинамической связи между пластами в многопластовых залежах. Оптимальная величина вскрытия для изотропных, анизотропных и многопластовых залежей должна быть определена согласно методике, изложенной в предыдущем параграфе. Степень вскрытия пластов с подошвенной водой в зависимости от связи подошвенной воды со скважиной и создаваемой депрессии на пласт или градиента давления приведена в главе V. Отметим только, что степень вскрытия, создаваемая депрессия на пласт и характеристика пористой среды, пластовое давление и свойства газа и воды предопределяют оптимальную величину вскрытия. [36]
Установлено [81], что под воздействием магнитного поля в движущейся жидкости происходит разрушение агрегатов, состоящих из субмикронных ферромагнитных микрочастиц соединений железа, находящихся при концентрации 10 - 100 г / т в нефти и попутной воде. В каждом агрегате содержится от нескольких сотен до нескольких тысяч микрочастиц, поэтому разрушение агрегатов приводит к резкому ( в 100 - 1000 раз) увеличению концентрации центров кристаллизации парафинов и солей и формированию на поверхности ферромагнитных частиц пузырьков газа микронных размеров. В результате разрушения агрегатов кристаллы парафина выпадают в виде тонкодисперсной, объемной, устойчивой взвеси, а скорость роста отложений уменьшается пропорционально уменьшению средних размеров выпавших совместно со смолами и асфальтенами в твердую фазу кристаллов парафина. Образование микропузырьков газа в центрах кристаллизации после магнитной обработки, по данным некоторых исследователей, создает газлифт-ный эффект, ведущий к некоторому росту дебита скважин. [37]
Мало того, для режимов первой категории имеет значение также и продолжительность эксплоатации обводняющихся скважин. В дальнейшем мы убедимся в том, что для рационального использования пластовой энергии оказывается целесообразным останавливать скважины на определенной промежуточной стадии их обводнения, не стремясь довести его до стопроцентного. Это не означает, что нефть, не добытая из данной скважины, безвозвратно потеряна, так как она нисколько не привязана к данной скважине и, передвигаясь по пласту, может быть добыта из других скважин. Из того обстоятельства, что на это передвижение должна быть затрачена некоторая дополнительная работа, следует, что скважины надо останавливать не сразу после появления в них воды, а только, как это показали специальные исследования [116], после достижения определенного соотношения между дебитами воды и нефти. Если в этот момент остановить первый ряд скважин, расставленных так, чтобы прорыв воды в них начался одновременно, то суммарная добыча нефти из всех скважин не уменьшится. Потеря в дебите нефти от остановки обводненных скважин компенсируется ростом дебитов скважин, оставшихся в эксплоатации. Если остановку ряда произвести преждевременно, то близость к нему водонефтяного контакта, являющаяся причиной высокого дебита, будет использована недостаточно. Если же, наоборот, затянуть выключение ряда, ю вызываемый им экранный эффект, снижающий добычу остальных рядов, не будет возмещен его собственной продукцией нефти. [38]
Среднегодовой действующий фонд составил 123 скважины. До 1994 года среднегодовой действующий фонд скважин составлял 75 скважин, то есть увеличился на 48 скважин. Наблюдается также увеличение нагнетательного фонда скважин от 11 до 34 скважин. А среднегодовой дебит действующих скважин по жидкости после внедренных мероприятий в 1995 - 2001 годы составил 29 т / сут против 32 2 т / сут до 1994 г. При этом характерным является то, что до 1994 г. темп падения дебита составил 3 т / сут, а после 1995 г. достигнут рост дебитов скважин. [39]
Страницы: 1 2 3