Cтраница 2
Анализ геолого-промысловой информации по вопросу глушения нефтяных пластов перед проведением ремонтов скважин Волковского месторождения показал, что основной причиной снижения коэффициента продуктивности скважин по жидкости является воздействие на призабойную зону пласта ( ПЗП) водных жидкостей глушения. Объектом разработки Волковского месторождения является поровый карбонатный пласт турнейского яруса. Сложный состав породообразующих минералов, низкие значения проницаемости пород и размеров каналов фильтрации при взаимодействии пласта с фильтратами жидкостей глушения скважин ( ЖГС) приводят к ухудшению фильтрационных характеристик пород и осложнениям при эксплуатации скважин. [16]
Но преждевременное чрезмерное увеличение производительности глубинного насоса также может привести к угнетению добычи нефти, потому что при увеличении депрессии на нефтяные пласты, при снижении забойного давления добывающей скважины ниже давления насыщения происходит снижение коэффициента продуктивности скважины по нефти. [17]
Применение в добывающих скважинах минимального рационального забойного давления, равного давлению насыщения, не допуская дальнейшего снижения ниже давления насыщения, поскольку тогда в ближайшей прискважинной зоне нефтяных пластов происходит разгазирование нефти и распад бывшего однородного флюида на газообразную, жидкую и твердую фазы, накопление твердой фазы и заметное или даже значительное снижение фазовой проницаемости для нефти; соответственно, происходит снижение коэффициента продуктивности скважины по нефти. [18]
Наличие солей в призабойной зоне пласта определяют косвенным путем - по снижению коэффициента продуктивности скважины. [19]
При ста-тгонарной обработке овышенная температура жидкости в скважине и ПЭС поддерживается в течение длительного времени за счет непрерывного прогрева или прогпева через небольшие промежутки времени. Поддержание температуры на требуемом уровне предотвращает отложение парафино-асфельтеносмолистых веществ на поверхности пор Пласта и снижение коэффициента продуктивности скважины, одновременно достигается уменьшение вязкости поступающей в скважину, нефти. [20]
Для решения задачи наиболее полной отработки охваченных заводнением запасов основная роль отводится регулированию разработки. Промысловыми наблюдениями установлено, что чрезмерное снижение пластовых давлений на ряде участков существенно ухудшало условия для освоения скважин на нефть и под закачку воды, способствовало снижению коэффициентов продуктивности скважин, их дебитов и приемистости. [21]
В соответствии с этой формулой строят график зависимости q - удельного дебита нефти на пробуренную скважину от Q - накопленного отбора нефти, на этом графике выделяют прямолинейные отрезки ( периоды стабильной эксплуатации), которые экстраполируют до пересечения с осью абсцисс, где определяют Qo - действительно введенные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти, и до пересечения с осью ординат, где определяют ql - фактический амплитудный дебит на пробуренную скважину. Этот амплитудный дебит ql может изменяться во времени в связи с изменением, как уже было отмечено, величины Ф - функции относительной производительности скважины, в связи с разбуриванием менее продуктивных участков нефтяной залежи и в связи с засорением нефтяных пластов и снижением коэффициента продуктивности скважин и, конечно, в связи с изменением ( - РСВ-РС) - разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин. Кстати, все эти изменения контролируемые, и их можно подтвердить или отвергнуть по фактическим данным разработки залежи. [22]
Результатом такого взаимодействия является уменьшение проходного сечения поровых каналов проницаемости пород из-за увлечения свободной поверхности каналов. Снижение проницаемости приводит к уменьшению коэффициентов продуктивности и ухудшению добывных характеристик скважин. Большую долю в эффект снижения коэффициента продуктивности скважин вносит применение в качестве ЖГС водных составов минеральных солей. ЖГС в различных НГДУ показывает, что коэффициент совершенства и продуктивности скважин уменьшается по мере увеличения кратности операций глушения скважин. [23]
Непрерывное ингибирование скважины в течение полутора лет позволило значительно уменьшать темп падения дебита. Промысловыми исследованиями выявлено, что уменьшение дебита произошло из-за снижения коэффициента продуктивности скважины вследствие отложения гип-оа Е перфорационных каналах не охваченных процессом ингибирования. Затем произведена закачка ингибитора солеобразования в приэабоинуто зону скважины. [24]
В качестве утяжелителей используют: глинопорошки, концентрат баритовый различной модификации, железистый и сидеритовый утяжелители. Среди наиболее распространенных реагентов, применяемых для регулирования свойств водных ЖГС, используются поверхностно-активные вещества ( ПАВ), полимеры, различные углеводороды, кислоты и др. Использование водных ЖГС является одной из причин увеличения насыщенности по воде и снижения фазовых проницаемостей по нефти. В результате происходят уменьшение проницаемости пород в ПЗП, рост обводненности продукции и снижение коэффициентов продуктивности скважин. [25]
Если после проникновения промывочной жидкости в пласт начнется отбор нефти, то часть воды будет вытеснена из пласта, а часть останется. В силу свойств фазовых проницаемостей количество остаточной воды будет никак не меньше s - того значения насыщенности, при котором фазовая проницаемость для воды обращается в нуль. Фактически в таком сложном процессе, как рассматриваемый процесс с переменой направления вытеснения, сами фазовые проницаемости не остаются неизменными, а оказываются зависящими от хода ( предыстории) процесса. Прямые эксперименты на кернах и насыпных образцах, а также результаты математического моделирования капиллярных процессов на сетках капилляров показывают, что в результате гистерезиса значение неснижаемой водонасыщенности увеличивается. Этих данных достаточно, чтобы, пользуясь формулой (6.14), рассчитать снижение коэффициента продуктивности скважины. [26]
В настоящее время наблюдается значительное снижение объемов добычи скважинной продукции по многим нефтегазодобывающим регионам. Особенно это заметно по районам со сложными геолого-физическими условиями эксплуатации скважин. Причинами данного снижения являются нехватка оборудования, несовершенство технологий, сложность контроля за происходящими процессами. Но одной из основных причин является ухудшение коллекторских характеристик прискважинных зон дренирования жидкостей и увеличение обводненности продукции скважин. Анализ промысловых данных по различным нефтяным залежам республик Башкортостана, Татарстана и Тюменской области выявил тенденцию снижения коэффициентов продуктивности скважин в процессе их эксплуатации. На изменение коэффициента продуктивности влияет множество факторов технического и технологического характера. [27]
В настоящее время наблюдается значительное снижение объемов добычи скважишюй продукции по многим нефтегазодобывающим регионам. Особенно это заметно по районам со сложными геолого-физическими условиями эксплуатации скважин. Причинами данного снижения являются нехватка оборудования, несовершенство технологий, сложность контроля за происходящими процессами. Но одной из основных причин является ухудшение коллекторских характеристик прискважинных зон дренирования жидкостей и увеличение обводненности продукции скважин. Анализ промысловых данных по различным нефтяным залежам республик Башкортостана, Татарстана и Тюменской области выявил тенденцию снижения коэффициентов продуктивности скважин в процессе их эксплуатации. На изменение коэффициента продуктивности влияет множество факторов технического и технологического характера. [28]
Рассмотрим предложенное мероприятие - у добывающей скважины повысить забойное давление до давления насыщения нефти газом и снизить производительность штангового глубинного насоса. На первый взгляд это предложение кажется неправильным, по меньшей мере странным: можно ли уменьшением производительности глубинного насоса увеличить дебит нефти добывающей скважины. Дело в том, что дебит нефти зависит от коэффициента продуктивности скважины и от разности пластового и забойного давлений. Но при снижении забойного давления ниже давления насыщения нефти газом не соблюдаются прочие равные условия. При каком-то снижении забойного давления увеличение разности давлений уже не компенсирует уменьшение коэффициента продуктивности и происходит снижение дебита нефти. Снижение коэффициента продуктивности скважины прямо связано с разгазированием нефти, выделением и выпадением из нее асфальто-смоло-парафиновых частиц и их накоплением в пластах и слоях вблизи забоя скважины. [29]