Cтраница 2
Именно по данному признаку можно определить фактическую величину D - снижения коэффициента продуктивности. Соответственно при применении глубокой перфорации или гидравлического разрыва пластов блокада засоренной приза-бойной зоны пластов будет преодолена и коэффициент продуктивности ( или приемистости) скважины будет увеличен сверх того, что теоретически должно быть при глубокой перфорации и гидроразрыве, дополнительно в D раз. [16]
Таким образом, здесь по добывающим скважинам месторождения N установлена закономерность снижения коэффициента продуктивности по нефти при снижении забойного давления ниже давления насыщения нефти газом; эту закономерность можно использовать при проектировании дальнейшей высокоэффективной разработки, т.е. при проектировании возрождения месторождения. [17]
Если в один эксплуатационный объект совмещается большое число пластов, степень снижения коэффициента продуктивности будет достигать еще больших значений. [18]
Цэо - коэффициенты продуктивности при Рсэро, си - количественный показатель интенсивности снижения коэффициента продуктивности на единицу снижения давления ( при р0 - р сз 1, т ] / / Пэо е-а 1-си): значение cti определяют по фактическим данным при изменении забойного давления от р0 до рсэ. [19]
При обводнении добывающих скважин по мере увеличения обводненности отбираемой ждкости все более затрудняется определение снижения коэффициентов продуктивности по нефти. Это прямо связано с точностью, вернее сказать, с неточностью определения обводненности жидкости. Понятно, что чем выше обводненность жидкости, тем меньше коэффициент продуктивности по нефти влияет на коэффициент продуктивности по жидкости, тем труднее по изменению дебита жидкости судить об изменении дебита по нефти. При какой-то вполне определенной ( обычно не очень большой) обводненности жидкости экстремальная точка максимального дебита жидкости оказывается недостижимой, поскольку экстремальная величина забойного давления снижается до нуля и ниже. [20]
Поэтому по рассматриваемому нефтяному месторождению N оказывается необходимо установить среднюю величину а - показателя снижения коэффициента продуктивности по нефти. С этой целью по месторождению N по всем работавшим добывающим скважинам за все годы их работы были выделены синхронные или близкие по времени замеры значения пластового и забойного давлений и дебита нефти. В табл. 4.19 представлены значения коэффициента продуктивности по нефти по 130 скважинам и по 50 скважинам - значения а - показателя снижения коэффициента продуктивности. [21]
В работе ( раздел 2.6 данной книги) уже было отмечено, что при снижении коэффициента продуктивности добывающей скважины в v раз по причине засорения при бурении ближайшей прискважинной зоны эксплуатируемых нефтяных пластов величина / с - интенсивности восполнения упругого запаса жидкости воронки депрессии этой скважины при ее остановке не уменьшается в v раз, более того, эта величина / с остается неизменной, потому что в v раз уменьшается упругий запас жидкости воронки депрессии. Обратно при устранении уменьшения коэффициента продуктивности в v раз 1С - интенсивность восполнения упругого запаса жидкости воронки депрессии не увеличится в v раз, останется без изменения, потому что в v раз увеличится сам упругий запас жидкости воронки депрессии. [22]
При снижении забойного давления ниже давления насыщения ( рнас рсэ) у добывающих скважин происходит снижение коэффициента продуктивности и увеличение фильтрационного сопротивления. [23]
Но учитывать на математической модели снижение забойных давлений добывающих скважин ниже давления насыщения и, соответственно, снижения коэффициентов продуктивности по нефти, пока такое снижение давления не вышло за пределы ближайших прискважинных зон и не стал возрастать газовый фактор, вполне возможно. [24]
Рс Р, г 0 - коэффициент продуктивности до снижения при Рс Р, а - показатель снижения коэффициента продуктивности на единицу давления; по многим залежам нефти этот показатель снижения равен а 0 020 1 / ат. [25]
По добывающим скважинам, эксплуатировавшимся при забойном давлении выше и ниже давления насыщения нефти газом, надо установить закономерность снижения коэффициента продуктивности по нефти, а именно, степень этого снижения. Это может объяснить, почему неконтролируемый, неуправляемый форсированный отбор жидкости со снижением забойного давления ниже давления насыщения, бывает, приводит к значительному увеличению дебита воды, снижению дебита нефти и снижению конечной нефтеотдачи пластов. [26]
Глушение трех скважин Осинского месторождения ПО Пермнефть пресной воды, в сравнении с глушением 18-ти скважин нефтью, свидетельствовало о снижении коэффициента продуктивности в первом случае в 2 - 5 раз по сравнению с его значением в доремонтный период. [27]
Подытожим: по добывающим скважинам необходимо устанавливать рациональные дебиты нефти и рациональные забойные давления; при этом обязательно надо учитывать закономерность снижения коэффициента продуктивности при снижении забойного давления ниже давления насыщения. [28]
Так, при добыче высокосмолистых и парафинистых нефтей чрезмерное снижение забойного давления может привести к выпадению смол и парафина и, соответственно, к снижению коэффициента продуктивности. [29]
При отсутствии такой возможности расчетную послойную неоднородность пластов надо определить по данным геофизических измерений, а соотношение подвижностей воды и нефти по значениям их вязкостей и остаточной нефтенасыщенности; степень снижения коэффициента продуктивности при снижении забойного давления ниже давления насыщения следует определить по аналогии с исследованными скважинами других месторождений. [30]