Отдельная добывающая скважина

Cтраница 3

В природе при возникновении нефтяных пластов ( при возникновении их послойной и зональной неоднородности по проницаемости) для условий вытеснения нефти агентом ( водой) образуются устойчивые закономерности снижения дебита нефти отдельных добывающих скважин и отдельных нефтяных залежей ( т.е. больших совокупностей совместно работающих добывающих и нагнетательных скважин), которые явно наблюдаются при фиксированной эксплуатации скважин и фиксированных условиях разработки залежей. [31]

Динамика дебита нефти на пробуренную скважину при фиксированных условиях разработки ( а и динамика дебита добывающей скважины при фиксированных условиях эксплуатации ( б. [32]

Эти зависимости представлены на рис. 2.22 - 1, а, 2.22 - 1, б: на рис. 2.22 - 1, а - для нефтяной залежи; на рис. 2.22 - 1, б - для отдельной добывающей скважины. [33]

В методике осуществляется разделение общей неоднородности множества трубок тока, идущих от нагнетательных скважин к добывающим, на расчетные зональную и послойную неоднородности; месторождение разделяется на эксплуатационные горизонты, а эти горизонты - на участки отдельных ячеек скважин, в свою очередь участки - на зоны, эксплуатируемые отдельными добывающими скважинами. [34]

Приведем пример объекта, который не представляет собой систему. Это отдельная добывающая скважина и дренируемый ею участок нефтяных пластов, на границе которого задано пластовое давление. Вся сложность состоит в этом пластовом давлении, которое можно задать мысленно, но нельзя задать практически и контролировать. [35]

Нельзя допускать преждевременного прорыва водного раствора к отдельным добывающим скважинам, что приводит к снижению охвата пласта вытесняющим агентом и к нерентабельному использованию ПАВ. Для предотвращения прорыва воды, а позднее - водного раствора ПАВ, следует проводить селективную изоляцию водопритоков в добывающих скважинах. [36]

Вполне понятно, что для нефтяной залежи небольших размеров с небольшим числом добывающих скважин такое решение проблемы не представляет какого-либо интереса. Это приемлемо для крупных нефтяных месторождений с большим числом проектных скважин, у которых время разбуривания и ввода в разработку всех запасов нефти намного превосходит время обводнения отдельных добывающих скважин, пробуренных раньше других и оказавшихся на участках относительно высокой проницаемости. [37]

Более сложный учет адсорбции при проектировании процесса полимерного заводнения нет смысла вводить поскольку точность определения исходных данных не оправдывает дополнительного усложнения и уточнения формул. Другое дело, когда обводнение отдельных добывающих скважин специально исследуют и водный раствор полимера рассматривают как меченую жидкость. [38]

Первая из обратных подзадач проектирования разработки - определение коэффициента продуктивности скважины и в скважине определение коэффициента продуктивности по каждому обособленному пласту и слою, причем определение регулярное: по нефти до начала обводнения скважины и по нефти и жидкости в последующие моменты времени, для чего необходимы регулярные гидродинамические исследования по методу установившихся отборов или по методу восстановления давления, осуществляемые как на режиме откачки, так и на режиме закачки, последнее путем закачки добытой дегазированной нефти. При отсутствии таких скважин ( сначала добывающих, а потом ставших нагнетательными) можно отдельные добывающие скважины временно превращать в нагнетательные - на время их исследования и определения коэффициента приемистости. По добывающим с фактической начальной обводненностью определяют расчетную начальную долю посторонней воды, не связанной с вытеснением нефти. Эти расчетные доли воды с учетом доли таких скважин в общей продуктивности эксплуатационного горизонта можно пересчитать на весь эксплуатационный горизонт. [39]

Объекты, по которым определяют эффективность проведенных мероприятий, по своим размерам могут быть самыми разными: может быть отдельная добывающая скважина или группа отдельных добывающих скважин; может быть одна или несколько ячеек совместно работающих добывающих и нагнетательных скважин; может быть крупный участок, площадь, залежь или в целом нефтяное месторождение с достаточно большим числом скважин. По объектам с большим числом скважин вполне обоснованно применяют уравнения разработки нефтяной залежи. По объектам с небольшим числом скважин применение уравнений разработки залежи имеет приближенный вероятный характер с возможными случайными отклонениями в ту или другую сторону, А по отдельным добывающим скважинам применяют уравнения эксплуатации добывающей скважины. [40]

Итак, на рисунке в самых главных чертах представлена история разработки рассматриваемого эксплуатационного объекта ( например, нефтяной залежи), которую можно проанализировать и сделать практически очень важные выводы. По выделенным периодам времени с разной стабильной технологией определены удельные амплитудные дебиты и начальные извлекаемые запасы для нефти и для расчетной жидкости. В пределах каждого периода по соотношению амплитудных дебитов для расчетной жидкости и для нефти определяют расчетную долю посторонней воды; по соотношению начальных извлекаемых запасов для расчетной жидкости ( но после вычета расчетной доли посторонней воды) и для нефти с учетом фактической расчетной послойной неоднородности по проницаемости эксплуатируемых нефтяных пластов ( установленной по представительной группе отдельных добывающих скважин, безаварийно достигших высокой обводненности) с помощью таблиц характеристик использования подвижных запасов нефти [14], [20], [52] определяют расчетную предельную долю агента. Расчетную предельную долю агента можно легко перевести в весовую долю, а введенные в разработку начальные извлекаемые запасы расчетной жидкости можно легко перевести в запасы жидкости в весовых единицах. [41]

Дальнейшая разработка пласта Ду может проходить по нескольким технологическим вариантам. Поэтому для восстановления системы заводнения необходимо будет освоить под нагнетание отдельные добывающие скважины. [42]

Отвлекаясь от проблемы экономической нерентабельности, рассмотрим, в чем преимущество раздельной разработки нефтяных пластов самостоятельными сетками добывающих и нагнетательных скважин. Говорят, в простоте контроля - сразу видно: где и сколько отбирают нефти, куда и сколько закачивают воды. Но пласты обладают зональной и послойной неоднородностью по проницаемости, состоят из многих проницаемых слоев и непроницаемых прослоев; и поэтому не получается простота контроля. Говорят, на основе контроля можно управлять процессом разработки нефтяных пластов: по каким-то отдельным добывающим скважинам можно уменьшать депрессию на нефтяные пласты по сравнению с максимально возможной, а по каким-то отдельным нагнетательным скважинам можно уменьшать репрессию на нефтяные пласты по сравнению с максимально возможной. Но ведь рассматриваемые нефтяные пласты обладают ультранизкой продуктивностью, и самые лучшие скважины, проведенные на эти пласты, являются малодебитными, в лучшем случае - среднедебитными и тогда дают дебит нефти за многие другие пробуренные скважины. [43]

Комплекс технологий разрабатывается так, чтобы обеспеч. Применение комплекса технолст выравнивает значения текущей и конечной нефтеотдачи по п щади залежи, исключает выработку заводнением отдельных л кодоступных участков. Это приводит к улучшению показате. При необходимости может 6i предусмотрено сочетание закачки химреагентов с осуществ нием переноса фронта нагнетания воды, организацией оча закачки в отдельные добывающие скважины, выделением зон мостоятельной разработки. Гели, устойчивые к размыву, по чаются при взаимодействии силиката натрия с непрореагиров шей серной кислотой. Образование фильтрующихся осадков; тигается за счет взаимодействия раствора лигносульфонатг отработанной серной кислотой. Улучшение фильтрационных рактеристик пласта осуществляется, например, за счет дв окиси углерода, образующейся при закачке содово-сульфат смеси. [44]

Существует несколько вариантов двумерной модели пласта. Плоскую модель х-у используют для моделирования больших по размерам залежей со значительным числом добывающих и нагнетательных скважин. Применение методов усреднения и псевдофазовых проницаемостей позволяет с помошью двумерной модели прогнозировать трехмерные течения. Другую модель подобного рода типа г - z - модель конуса применяют для изучения различных эффектов, связанных с работой отдельных добывающих скважин. [45]

Страницы: 1 2 3 4