Cтраница 4
Для учета влияния параметра анизотропии на продуктивность горизонтальной скважины в работе [6] допускалось, что истинная газонасыщенная толщина пласта заменяется эквивалентной толщиной, линейно снижающейся с уменьшением параметра анизотропии. Поэтому зависимость дебита от параметра анизотропии была близка к линейной. Уменьшение параметра анизотропии приводит к снижению производительности скважин. [46]
Наибольшие потери давления в процессе эксплуатации скважины, как известно, наблюдаются в при-забойной зоне. При этом в последней часто выпадает конденсат, что приводит к снижению производительности скважины. [47]
Влияние режимов СПО на качество вскрытия продуктивного пласта связано со следующими обстоятельствами. Превышение давления в скважине над пластовым давлением вызывает проникновение в пласт значительного количества фильтрата, в особенности при продолжительном сроке вскрытия и применения недостаточно качественных глинистых растворов с повышенной водоотдачей. Все это приводит к загрязнению призабойной зоны и ре о кому снижению производительности скважины. Указанное положг-ние усугубляется тем, что в процессе СПО в скважине возникаю: значительные колебания гидродинамического давления. Интенсивность этих колебаний возрастает с увеличением глубины скважин: и скорости инструмента. Следует иметь в виду, что даже при спуске первых свечей возникающие при этом гидродинамические импульсы достигают призабойной зоны. Следовательно, в период вскрытия продуктивного пласта должны ограничиваться скорости спуска всех свечей от первой до последней. При этом не следует забывать, что двукратное снижение максимальной скорости спуска не приводит к существенному росту затрат времени на СПО и позволяет в четыре раза снизить величину гидродинамических импульсов. [48]
Наибольшие потери давления в процессе эксплуатации скважины, как известно, наблюдаются в при-забойной зоне. При этом в последней часто выпадает конденсат, что приводит к снижению производительности скважины. [49]
При отборе газа по НКТ ингибитор в скважину обычно вводят через затрубное пространство. Практикуется ввод ингибитора до глубины возможного гидратообразования через специальную колонну, которую спускают в скважину параллельно НКТ и соединяют с НКТ специальным клапаном с распылительным устройством. Этот способ позволяет избежать скопления ингибитора на забое скважины, ведущего к некоторому снижению производительности скважины и потере ингибитора в пласте. [50]
Режим постоянного забойного давления среди рассмотренных факторов встречается довольно редко и в основном используется тогда, когда дальнейшее снижение его величины нежелательно вследствие выпадения конденсата при разработке газоконд енсатных месторождений. В отличие от предыдущих режимов режим постоянного забойного давления является наихудшим вариантом с точки зрения темпа снижения производительности скважин. Режим постоянного забойного давления является временным ( особенно при наличии газового режима залежи), и через определенный период эксплуатации замена установленной величины забойного давления на новое, более низкое значение или переход от указанного на какой-либо другой режим становится необходимостью. [51]
Призабойная зона пласта добывающих скважин характеризуется большими градиентами давления, наличием условий для горизонтального прорыва и циркуляции пластовых вод; содержанием механических примесей, образовавшихся при проведении буровых или ремонтных работ. В результате происходит преждевременное обводнение продукции ( часто выше пределов рентабельной разработки) задолго до достижения потенциально возможного отбора нефти из скважины. Преимущественно гидрофильный характер смачиваемости продуктивных нефтесодержащих коллекторов приводит к интенсивному капиллярному проникновению воды в призабойные зоны добывающих скважин, что является причиной снижения производительности скважин, вплоть до прекращения притока нефти. [52]
Для прогнозирования основных показателей разработки при использовании горизонтальных скважин необходимо иметь данные по типу залежи, ее неоднородности по толщине, наличию гидродинамической связи между пропластками, параметрам анизотропии пропластков, последовательности залегания высоко - и низкопроницаемых пропластков, размерам зон дренирования каждой отдельной скважины или куста скважин, конструкции горизонтального ствола ( длина и диаметр фонтанных труб) и многие другие параметры пласта и скважины. Также необходимо знать изменение дебита горизонтальной скважины в зависимости от ее длины, депрессии на пласт, параметра анизотропии и расположения горизонтального ствола относительно кровли или подошвы пласта и контуров питания дренируемой зоны, а также степени вскрытия пласта. Максимальный дебит при заданных параметрах пласта и конструкции скважины получают при симметричном расположении ствола. Асимметричное расположение ствола приводит к снижению производительности скважины. [53]
Неправильный выбор решения для одной подзадачи влечет за собой получение неудовлетворительного результата для всей задачи. На практике это является причиной снижения МРП работы скважин, необходимости проведения дополнительных мероприятий по восстановлению производительности скважин, преждевременного выхода из строя подъемного оборудования и роста себестоимости добычи нефти. Поэтому геолого-технические мероприятия, направленные на более эффективное использование скважин, должны включать комплекс исследовательских работ самих скважин и продуктивных нефтяных пластов. Задачей термо - и гидродинамических и геофизических исследований скважин должно быть выявление причин снижения производительности скважин, определение местоположения обводнившихся интервалов продуктивного пласта, а также источников и путей поступления на забой скважин чуждых вод и оценка эффективности проведенных мероприятий по воздействию на ПЗП. [54]
При эксплуатации скважин, в воде которых содержится железо в окисной форме, особенно неблагоприятно отражается отбор воды эрлифтами. Как известно, при подаче воздуха от компрессоров в водоподъемные трубы эрлифта обраауется водовоздушная смесь, кислород которой способен переводить окисное железо в закисное. При остановках эрлифта столб воды обрывается, создавая избыточный напор в скважине, под влиянием которого происходит утечка воды из скважины в пласт. Вследствие этого в прифильтровой зоне могут накапливаться железистые соединения, понижающие пропускную способность фильтра. Кроме того, при эксплуатации эрлифтов наблюдается зарастание солевыми отложениями водоподъемных труб, что может стать причиной снижения производительности скважин. [55]
Химический состав отложений парафина различен и зависит от свойств добываемой нефти. Отложения парафина содержат от 40 до fiO % твердого п менее 10 % микрокристаллического парафина, от 10 до 5в % смол и асфэльтенов, воду, песок, соли. В глубинных же пробах содержание асфальтосмолистых веществ повышается. Парафинь откладываются, как правило, на стенках скважины, штангах, НКТ блмже к устью в зависимости от температуры и состава нефти, а также, в выкидных линиях, трубах при транспортировке нефти. При добыче высоковязкой нефти не исключена вероятность отложений на поверхности пород продуктивных пластов, что существенно снижает проницаемость нефтенасыщенных участков и приводит к уменьшению дебита нефти. Отложения парафинов вызывает ряд осложнений: кроме снижения производительности скважин, увеличивается износ оборудования, повышаются расход электроэнергии и давление в выкидных линиях, Причем даже после очистки эксплуатационный период сквяжшш незначителен. Поэтому поиск эффективных методов борьбы с отложениями асфальтосмолопара-ф и новых отложений крайне актуален. [56]