Промежуточная скважина
Cтраница 2
На рис. 46, А показана структурная карта поверхности нарушения, построенная способом профилей с учетом данных по промежуточным скважинам, не показанным на рисунке. Положение залежи нефти установлено лишь в профилях / - / и / / - II. [16]
В пропластках с худшими коллекторскими свойствами сплошной фронт заводнения может еще не успеть образоваться в то время, когда промежуточные скважины начинают обводняться и их переводят под нагнетание. [17]
Для более быстрого освоения процесса внутриконтурного заводнения закачку воды ведут не во все нагнетательные скважины разрезающего ряда, а через одну скважину, а промежуточные скважины ряда эксплуатируются временно как нефтяные с форсированным отбором нефти. По мере обводнения эти скважины осваиваются и переводятся в нагнетательные. Впервые в нашей стране внутриконтурное заводнение было осуществлено на крупнейшем нефтяном месторождении в Татарии на Ромашкинском месторождении, которое было разрезано рядами нагнетательных скважин на 26 обособленных эксплуатационных площадей. [18]
Наиболее интересные данные получены по одному из участков азнакаевского разрезающего ряда, где в течение двух лет ( 1959 и 1960 гг.) проводились регулярные температурные замеры в промежуточных скважинах, временно эксплуатирующихся на нефть. К концу указанного периода в нагнетательные скважины этого участка, находящиеся под закачкой, было закачано 2 846 590 м3 воды, а из временно эксплуатирующихся на нефть отобрано около 818 800 т нефти. [19]
По формуле ( 117) можно определить потери нефти в разрезающем ряду с учетом степени слоистой неоднородности пласта, характеризуемой отношением соср / итах, для случая, когда промежуточные скважины нагнетательного ряда переводятся под закачку сразу же после появления в них воды. [20]
Освоение под закачку воды нагнетательных скважин, расположенных линейно в нефтяной части пласта, на первой стадии освоения процесса разрезания залежи рекомендуется производить через одну, продолжая интенсивную эксплуатацию промежуточных скважин. [21]
В первое время в этом случае, как и при внутриконтурном заводнении, для ускорения процесса целесообразно нагнетать газ не во все намеченные скважины, а через одну, осуществляя интенсивный отбор нефти из промежуточных скважин до прорыва в них газа, после чего следует нагнетать газ и в эти скважины. [22]
 |
Схема размещения скважин. [23] |
Для получения представлений о фактическом движении воды в указанных направлениях, сравним среднюю величину безводного периода, среднюю величину периода работы ее до момента обводнения на 50 % и среднее значение отобранной нефти за безводный период времени на одну промежуточную скважину в нагнетательном ряду и на одну эксплуатационную скважину в зоне отбора после пуска нагнетательной. [24]
А если расстояние между двумя существующими известными скважинами меньше шага хаотической изменяемости - меньше размера отдельной зоны, которыми моделируется хаотическая зональная неоднородность пластов, но наблюдаемые значения по двум соседним существующим скважинам резко различаются ( хотя расстояние между скважинами меньше размера одной зоны, но они попали в разные зоны и положение границы между зонами неизвестно), то возникает проблема предсказания по новой промежуточной скважине. Ошибку предсказания значения путем линейной интерполяции ( как полусумму значений по двум соседним скважинам) легко определить. [25]
Данный случай является, пожалуй, самым распространенным, поскольку не нужно оборудовать промежуточные скважины для механизированной эксплуатации. Если промежуточные скважины фонтанируют до высокой обводненности, потери нефти в разрезающих рядах низки. [26]
Нагнетание пара в восточном ряду начато в январе 1973 г. при подаче 60 т / сут в одну скважину. В промежуточных скважинах нагнетательного ряда были проведены паротепловые обработки и организованы отборы жидкостей с целью ускорения освоения ряда. [27]
Если промежуточная скважина проводится намного позже окружающих и имеет дебит и давление, аналогичные ранее пробуренным внешним скважинам, необходимо сделать вывод об отсутствии интерференции и дренирования продуктивной площади последними. Если же дебит промежуточных скважин в момент ввода их в эксплуатацию не отличается от текущего дебита внешних скважин, то ясно, что последние полностью дренируют пласт, и дополнительное бурение является нецелесообразным с точки зрения повышения суммарной добычи из пласта. В естественных условиях наблюдаются оба типа дренирования пласта, - от крайних случаев, когда интерференция полностью отсутствует, до таких, когда пласт в месте расположения пробуренных промежуточных скважин также истощен, как и площадь, вскрытая ранее пробуренными внешними рядами скважин. [28]
Если промежуточная скважина проводится намного позже окружающих и имеет дебит и давление, аналогичные ранее пробуренным внешним скважинам, необходимо сделать вывод об отсутствии интерференции и дренирования продуктивной площади последними. Если же дебит промежуточных скважин в момент ввода их в эксплуатацию не отличается от текущего дебита внешних скважин, то ясно, что последние пол-костью дренируют пласт, и дополнительное бурение является нецелесообразным с точки зрения повышения суммарной добычи из пласта. В естественных условиях наблюдаются оба типа дренирования пласта-от крайних случаев, когда интерференция полностью отсутствует, до таких, когда пласт в месте расположения пробуренных промежуточных скважин также истощен, как и площадь, вскрытая ранее пробуренными внешними рядами скважин. [29]
Бавлин-ского месторождения разреженной сеткой скважин, то-есть путем определения количества нефти, которую можно-добыть из новых промежуточных скважин. Вопрос о бурении новых промежуточных скважин предполагалось решить дополнительно в зависимости от темпов обводнения пласта. [30]
Страницы: 1 2 3