Cтраница 3
В природе при возникновении нефтяных пластов ( при возникновении их послойной и зональной неоднородности по проницаемости) для условий вытеснения нефти агентом ( водой) образуются устойчивые закономерности снижения дебита нефти отдельных добывающих скважин и отдельных нефтяных залежей ( т.е. больших совокупностей совместно работающих добывающих и нагнетательных скважин), которые явно наблюдаются при фиксированной эксплуатации скважин и фиксированных условиях разработки залежей. [31]
Так как в большинстве случаев фонтанные трубы спускают выше фильтра на 2 - 3 м, то при значительной длине фильтра и сравнительно небольших дебитах возможно образование песчаных пробок и снижение дебита нефти. [32]
Оппоненты вовсе не нечаянно, а вполне осознанно путают удельный дебит нефти на 1 м перфорированной толщины с дебитом нефти и снижение удельного дебита нефти при увеличении перфорированной толщины со снижением дебита нефти, которого в действительности нет и не может быть в рамках запроектированной нами технологии с поддержанием и повышением пластового давления, с применением индивидуальной контролируемой и управляемой закачки воды ( для чего было налажено производство специальных насосов), с глубокой перфорацией, позволяющей преодолеть прискважинную зону засорения нефтяных пластов и сразу включить пласты в полноценную работу. [33]
Технологические результаты РИР ( уменьшение объема попутно добываемой воды при одновременном увеличении или сохранении добычи нефти) определялись путем сравнения величин дебита жидкости и обводненности продукции до ( без учета коэффициента снижения дебита нефти во времени) и после РИР, а также с учетом переходящего эффекта на следующий год. [34]
В пределах отдельного элемента неоднородность по проницаемости или по скорости вытеснения нефти агентом обычно достаточно определенно представляется функцией гамма-распределения, обратные величины - значения времени вытеснения представляются функцией обратного гамма-распределения, а вытеснение нефти и снижение дебита нефти после начального стабильного периода в зависимости от накопленного отбора нефти представляется прямой линией. [35]
Для этих конкретных условий показано, что при стационарном режиме фильтрации жидкости снижение забойного давления добывающих скважин ниже давления насыщения неэффективно в безводный период, и тем более неэффективно в период обводнения, поскольку приводит к снижению дебита нефти и дополнительному увеличению обводненности продукции. [36]
При рациональном максимальном дебите нефти добывающей скважины, равном 20 т / сут, завышение производительности глубинного насоса в два раза может привести к кратковременному увеличению дебита нефти до 30 - 40 т / сут и последующему долговременному снижению дебита нефти до 5 т / сут. [37]
Анализ результатов эксплуатации скважин АО Татнефть, в которых выполнялись водоизоляционные работы через эксплуатационный фильтр с применением гипана и нефтесернокислотной смеси ( НСКС), показал, что на ряду с уменьшением обводненности 15 - 20 % скважин наблюдается снижение дебита нефти. [38]
Анализ полученных результатов ясно показывает, что в рассматриваемых условиях отказ от рационального снижения теоретической производительности глубинного насоса, проводимого с целью сохранения забойного давления на уровне давления насыщения, приводит к резкому ( примерно в 2 раза) снижению дебита нефти добывающей скважины. [39]
Рост обводненности продукции скважин приводит к росту статического давления столба смеси в скважине ( плотность воды больше плотности нефти) и потерь давления на трение ( вязкость эмульсии больше вязкости чистых жидкостей), так что даже при постоянстве пластового давления происходит уменьшение депрессии на пласт и снижение дебита нефти. Так как устьевое давление для стабильной работы системы пласт - скважина - нефтесборный пункт должно поддерживаться на заданном уровне, то при определенной обводненности режим фонтанирования скважины нарушается. [40]
Ар рп / 1 - - рсэ - депрессия ( разность пластового и забойного давлений) в рассматриваемый момент времени; ( 1 - А ] и А - соответственно расчетная доля нефти и агента ( вытесняющей воды) в дебите жидкости добывающей скважины; при неизменной депрессии Ар Ар0 величина А представляет собой долю снижения дебита нефти добывающей скважины. [41]
Закономерность снижения дебита нефти разрабатываемой нефтяной залежи ( эксплуатационного объекта, нефтяной площади, крупного нефтяного участка или достаточно большой совокупности скважин) при фиксированных условиях разработки ( все скважины одновременно введены в работу и продолжают работать с постоянными забойными давлениями - у нагнетательных скважин свое постоянное забойное давление, а у добывающих - свое) в зависимости от накопленного отбора нефти в виде наклонной прямой линии, которая показывает снижение дебита нефти, а на оси абсцисс - на оси накопленного отбора нефти выделяет потенциально возможный при применяемой технологии суммарный отбор нефти или потенциально возможные начальные извлекаемые запасы нефти. [42]
Но после перехода этой грани простая логика омаетсч при более высоком пластовом давлении завышение производительности глубинного насоса на 5 - 10 % приводит к катастрофическому снижению дебита нефти с 30 т / сут до 10 т / сут и катастрофическому снижению забойного давления до 10 ат; при более низком пластовом давлении рпл НО ат завышение производительности глубинного насоса на 15 - 20 % и более приводит к резкому снижению дебита нефти с 20 т / сут до 10 т / сут и забойного давления до 10 ат; при еще более низком пластовом давлении рпл 100 ат завышение производительности глубинного насоса на 50 - 75 % дает увеличение дебита нефти с 10 т / сут до 16 5 т / сут и снижение забойного давления до 70 ат, более значительное увеличение производительности на 80 - 85 % приводит к снижению дебита нефти с 16 5 т / сут до 13 4 т / сут, а еще более значительное увеличение производительности на 100 - 200 % приводит к снижению дебита нефти до 8 - 10 т / сут и снижению забойного давления до 10 - 20 ат; наконец, случай, когда пластовое давление снизилось и приблизилось к давлению насыщения рпл 90 ат, когда без снижения забойного давления ниже давления насыщения вообще нет дебита нефти; максимальный дебит нефти 12 1 т / сут получается при производительности глубинного насоса дшгн 21 т / сут и забойном давлении 50 - 60 ат, дополнительное увеличение производительности глубинного насоса в 1 5 - 2 раза приводит к снижению дебита нефти до 7 - 8 т / сут и забойного давления до 10 - 20 ат. [43]
Но после перехода этой грани простая логика омаетсч при более высоком пластовом давлении завышение производительности глубинного насоса на 5 - 10 % приводит к катастрофическому снижению дебита нефти с 30 т / сут до 10 т / сут и катастрофическому снижению забойного давления до 10 ат; при более низком пластовом давлении рпл НО ат завышение производительности глубинного насоса на 15 - 20 % и более приводит к резкому снижению дебита нефти с 20 т / сут до 10 т / сут и забойного давления до 10 ат; при еще более низком пластовом давлении рпл 100 ат завышение производительности глубинного насоса на 50 - 75 % дает увеличение дебита нефти с 10 т / сут до 16 5 т / сут и снижение забойного давления до 70 ат, более значительное увеличение производительности на 80 - 85 % приводит к снижению дебита нефти с 16 5 т / сут до 13 4 т / сут, а еще более значительное увеличение производительности на 100 - 200 % приводит к снижению дебита нефти до 8 - 10 т / сут и снижению забойного давления до 10 - 20 ат; наконец, случай, когда пластовое давление снизилось и приблизилось к давлению насыщения рпл 90 ат, когда без снижения забойного давления ниже давления насыщения вообще нет дебита нефти; максимальный дебит нефти 12 1 т / сут получается при производительности глубинного насоса дшгн 21 т / сут и забойном давлении 50 - 60 ат, дополнительное увеличение производительности глубинного насоса в 1 5 - 2 раза приводит к снижению дебита нефти до 7 - 8 т / сут и забойного давления до 10 - 20 ат. [44]
Но после перехода этой грани простая логика омаетсч при более высоком пластовом давлении завышение производительности глубинного насоса на 5 - 10 % приводит к катастрофическому снижению дебита нефти с 30 т / сут до 10 т / сут и катастрофическому снижению забойного давления до 10 ат; при более низком пластовом давлении рпл НО ат завышение производительности глубинного насоса на 15 - 20 % и более приводит к резкому снижению дебита нефти с 20 т / сут до 10 т / сут и забойного давления до 10 ат; при еще более низком пластовом давлении рпл 100 ат завышение производительности глубинного насоса на 50 - 75 % дает увеличение дебита нефти с 10 т / сут до 16 5 т / сут и снижение забойного давления до 70 ат, более значительное увеличение производительности на 80 - 85 % приводит к снижению дебита нефти с 16 5 т / сут до 13 4 т / сут, а еще более значительное увеличение производительности на 100 - 200 % приводит к снижению дебита нефти до 8 - 10 т / сут и снижению забойного давления до 10 - 20 ат; наконец, случай, когда пластовое давление снизилось и приблизилось к давлению насыщения рпл 90 ат, когда без снижения забойного давления ниже давления насыщения вообще нет дебита нефти; максимальный дебит нефти 12 1 т / сут получается при производительности глубинного насоса дшгн 21 т / сут и забойном давлении 50 - 60 ат, дополнительное увеличение производительности глубинного насоса в 1 5 - 2 раза приводит к снижению дебита нефти до 7 - 8 т / сут и забойного давления до 10 - 20 ат. [45]