Cтраница 3
Анализ графиков поведения Q, QH и / раздельно по старому и дополнительному фондам скважин восточного поля показал, что в течение 1971 - 1975 гг. произошло некоторое снижение Qm по скважинам старого фонда, из-за снижения коэффициентов продуктивности, перевода высокодебитной скважины поля в очаговую нагнетательную, а также простоев из-за ремонта некоторых скважин. [31]
Анализ графиков поведения 2Ж, QH и / в раздельно по старому и дополнительному фондам скважин восточного поля показал, что в течение 1971 - 1975 гг. произошло некоторое снижение 2Ж по скважинам старого фонда, из-за снижения коэффициентов продуктивности, перевода высокодебитной скважины поля в очаговую нагнетательную, а также простоев из-за ремонта некоторых скважин. [32]
По фактическим данным по большому числу скважин месторождения Узень было установлено очень важное обстоятельство: процесс изменения коэффициента продуктивности скважины при изменении ее забойного давления является обратимым - идет как в прямом, так и в обратном направлении - после снижения коэффициента продуктивности при снижении забойного давления может быть его повышение при соответствующем повышении забойного давления. Теоретически можно было предположить отличие ( несовпадение) прямого и обратного ходов процесса ( так называемое явление гистерезиса), но практически заметного отличия пока обнаружено не было. Вероятно, такое отличие бывает в первом цикле снижения-повышения; а рассмотренные факты были в основном не из первого, а из последующих циклов снижения-повышения. [33]
Амплитудный дебит может меняться ( снижаться) из-за движения бурения скважин от участков повышенной к участкам пониженной эффективной толщины, при разделении эксплуатационного объекта на более мелкие с меньшей эффективной толщиной, при нехватке объема закачиваемой воды и снижении забойного давления нагнетательных скважин, при одновременном снижении забойного давления добывающих скважин ниже уровня давления насыщения нефти газом, разгазировании и снижении коэффициентов продуктивности по нефти. Наоборот, амплитудный дебит может увеличиваться при необходимом увеличении объема закачиваемой воды, повышении забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин, повышении коэффициентов продуктивности по нефти. [34]
Эту проблему решить довольно просто, если по рассматриваемой добывающей скважине проводились определения коэффициента продуктивности: в начальный безводный период по нефти ( г 0) и в последующий водный период по нефти ( л) и жидкости ( лгс); в начальный безводный период не менее двух определений по нефти, чтобы подтвердить стабильность коэффициента продуктивности по нефти, и в последующий водный период не менее двух определений по нефти и синхронно не менее двух определении по жидкости, чтобы установить закономерность снижения коэффициента продуктивности по нефти и закономерность изменения ( обычно увеличения) коэффициента продуктивности по жидкости. [35]
Снижение коэффициента продуктивности в процессе разработки отражает общее состояние истощения пласта. Такое снижение должно итти параллельно с ростом газового и водонефтяного факторов. Если оно оказывается более быстрым, чем можно ожидать из полученных соотношений, следует предположить образование пробки на забое скважины. Разумеется, при всех обстоятельствах коэффициент продуктивности должен измеряться лишь после того, как скважина стабилизировалась для каждого текущего дебита и установилось некоторое приближение к установившемуся состоянию. [36]
Снижение коэффициента продуктивности скважины происходит не вдруг, а постепенно, в течение довольно продолжительного времени: по нашей ориентировочной оценке, от одной - двух недель до одного - двух месяцев. Поэтому снижение коэффициента продуктивности бывает трудно обнаружить по результатам кратковременных исследований скважин, например, по методу восстановления давления. [37]
По своей сути, снижение забойного давления добывающей скважины ниже давления насыщения нефти газом представляет собой такой физический процесс, что обязательно приводит к разгазированию нефти, к выделению из нее легких компонентов - газов и выпадению тяжелых компонентов - твердых частиц асфальтенов, смол и парафинов; и обязательно приводит к увеличению фильтрационного сопротивления эксплуатируемых пластов для нефти, соответственно к снижению величины коэффициента продуктивности по нефти. Причем снижение коэффициента продуктивности происходит неминуемо. Этот факт был тысячи раз отмечен. И теперь в конкретной ситуации нам интересно установить конкретную величину a - показателя ( удельной доли) снижения коэффициента продуктивности на единицу снижения забойного давления. [38]
При увеличении обводненности продуктивность резко падает. Тенденция снижения коэффициента продуктивности при уменьшении пластового давления и последующее его постоянство в условиях увеличения пластового давления при неизменной обводненности может свидетельствовать о наличии необратимой деформации. ВНИГ-РИ было установлено в лабораторных условиях необратимое снижение проницаемости пород. [39]
Рассмотрим пример применения этого условия нерациональности по девону Ромашкинского нефтяного месторождения. Показатель снижения коэффициента продуктивности и увеличения фильтрационного сопротивления при снижении забойного давления ниже давления насыщения на 1 ат по фактическим данным равен а 0 007 1 / ат. [40]
Анализ причин снижения коэффициента продуктивности при совместной эксплуатации пластов по сравнению с раздельной позволяет сделать вывод о том, что отмеченное явление изучено недостаточно, особенно его физическая сущность. Ряд исследователей считают, что снижение коэффициента продуктивности зависит от перетоков жидкости из одного пласта в другой, другие уделяют значительное внимание потерям за счет гидравлических сопротивлений в стволе скважины, третья группа авторов это объясняет техническими причинами - например, диаметром лифта, четвертая группа исследователей это объясняет взаимовлиянием эксплуатируемых пластов. [41]
Газосодержание на приеме насоса с 0 16, т.е. повышенное. При падении пластового давления или снижении коэффициента продуктивности, давление на приеме насоса уменьшится. [42]
Быстрый рост отбора воды должен повлечь за собой снижение коэффициента продуктивности, если только вода поступает в скважину по слоям внутри нефтяного горизонта. Если коэффициент продуктивности сохраняется при повышении отбор а воды, можно сделать вывод, что последняя притекает из совершенно независимых пластов или прорвалась сквозь слои нефтяного горизонта, которые до того не принимали значительного участия в нефтеотдаче. [43]
Быстрый рост отбора воды должен повлечь за собой снижение коэффициента продуктивности, если только вода поступает в скважину по слоям внутри нефтяного горизонта. Если коэффициент продуктивности сохраняется при повышении отбора воды, можно сделать вывод, что последняя притекает из совершенно независимых пластов или прорвалась сквозь слои нефтяного горизонта, которые до того не принимали значительного участия в нефтеотдаче. [44]
Некоторые специалисты игнорируют факты заметного снижения коэффициента продуктивности скважин по нефти при снижении их забойного давления ниже давления насыщения, ранее установленные по многим месторождениям - по Ромаш-кинскому, Узенскому, Каламкасскому и многим другим, в том числе и по самому Талинскому месторождению. Специалисты не занимаются системной оптимизацией разработки нефтяных пластов с учетом происходящего снижения коэффициента продуктивности по нефти - текущей оптимизацией добычи нефти и долговременной оптимизацией ( на все время разработки) накопленной добычи нефти и конечной нефтеотдачи. [45]