Cтраница 2
Таким образом, используя эти зависимости, можно определять дебит нефти и газа и изменение продуктивности скважин в процессе эксплуатации практически и определять производительность нефтяных скважин практически без затрат на основании уже имеющейся информации, получаемой при выполнении плановых исследований нефтяных скважин. Способ также позволяет произвести объективную оценку эффективности всех работ, связанных с глушением, подземным и капитальным ремонтом скважин. [16]
Проблема накопления ретроградного конденсата в призабойной зоне скважин в последнее время вызывает повышенный интерес, поскольку она тесным образом связана с изменением продуктивности скважин. Изучению механизма накопления конденсата у забоя скважины посвящены работы З.С. Алиева, В.Л. Вдовенко, А.И. Гриценко, Н.А. Гужова, Е.М. Гурленова, Ю.П. Коротае-ва, Б.В. Макеева, А.Х. Мирзаджанзаде, В.А. Николаева, В.Н. Николаевского, М.Б. Панфилова, М.А. Пешкина, В.Г. Подюка, Б.Е. Сомова, P.M. Tep-Саркисова, А.В. Федосеева, А.Н. Шандрыгина, R.A. Alexander, W. Исследования этих авторов позволяют представить накопление ретроградного конденсата у забоя скважины как процесс так называемой динамической конденсации. [17]
Проблема накопления ретроградного конденсата в призабойной зоне скважин в последнее время вызывает повышенный интерес, поскольку она тесным образом связана с изменением продуктивности скважин. Изучению механизма накопления конденсата у забоя скважины посвящены работы З.С. Алиева, В.Л. Вдовенко, А.И. Гриценко, Н.А. Гужова, Е.М. Гурленова, Ю.П. Коротаева, Б.В. Макеева, А.Х. Мирзаджанзаде, В.А. Николаева, В.Н. Николаевского, М.Б. Панфилова, М.А. Пешкина, В.Г. Подюка, Б.Е. Сомова, P.M. Тер-Саркисова, А.В. Федосеева, А.Н. Шандрыгина, R.A. Alexander, W. Исследования этих авторов позволяют представить накопление ретроградного конденсата у забоя скважины как процесс так называемой динамической конденсации. [18]
Способ определения дебита и изменения продуктивности скважины в процессе эксплуатации и ремонта, включающий замер устьевых и забойных давлений и температур в работающей скважине с регистрацией начальных участков кривых восстановления давления на устье и забое в течение 30 мин после остановки скважины, с определением дебита нефти, газа и воды по результатам полученных значений, отличается тем, что в качестве замерной емкости используется обсадная колонна скважины с фиксированным объемом, в которую после закрытия на устье продолжает поступать флюид из пласта на забой скважины с дебитом, который соответствует скорости роста забойных и устьевых давлений, в зависимости от количества и состава поступающего в скважину флюида находим дебит нефти газа и сравнивая полученные результаты в процессе ее эксплуатации или до и после ремонта, воды, определяем изменение продуктивности скважины для принятия решений. [19]
В Западной Сибири получили широкое применение акриловые реагенты и талловый пек, добавляемые в растворы. Однако явного изменения продуктивности скважин, пробуренных с этими добавками в буровые растворы, не было установлено. При подходе к кровле продуктивного горизонта в буровых растворах, как правило, содержится до пяти и более компонентов: глина, КЩ, гипан, талловый пек, смазывающие добавки и т.п. что затрудняв. [20]
В Западной Сибири получили широкое применение акриловые реагенты и талловый пек, добавляемые в растворы. Однако явного изменения продуктивности скважин, пробуренных с этими добавками в буровые растворы, не было установлено. При подходе к кровле продуктивного горизонта в буровых растворах, как правило, содержится до пяти и более компонентов: глина, КМЦ, гипан, тал овьгй пек, смазывающие добавки и т.п. что затрудняет процесс регулирования свойств раствора. [21]
В формуле (7.1), как уже указывалось, величина q характеризует средние рабочие ( проектные) дебиты скважин. Естественно, что для сопоставимости результатов при анализе изменения продуктивности скважин месторождения природного газа необходимо, чтобы величина q const. Например, для месторождений Медвежье и Уренгойское можно принять ( 71000 тыс. м3 / сут. [22]
В то же время некоторые вопросы интерпретации результатов исследования скважин, эксплуатирующих неоднородные по геологическому строению месторождения, методически решены не полностью. К числу таких вопросов можно отнести определение продуктивной характеристики среднерасчетной скважины с заданной степенью надежности, анализ изменения продуктивности скважин в процессе разработки и другие. [23]
Использование рекомендаций, разработанных для изотропных пластов, применительно к анизотропным пластам и неоднородным многопластовым залежам приводит к существенным погрешностям при определении добывных возможностей рассматриваемой скважины или месторождения в целом. Разработка способов определения параметров анизотропного пласта по данным исследования несовершенной по степени вскрытия скважины позволит предсказать степерь аназотропии, толщину отдельных пластов и характер изменения продуктивности скважин в зависимости от степени вскрытия и последовательности залегания отдельных пропластков с различной проницаемостью на многопластовых месторождениях. [24]
Термометрический контроль осуществляется при следующих видах теплового воздействия на пласт: а) подогреве паром; б) электрическом - прогреве призабойной зоны; в) создании движущегося очага горения; г) термокислотном импульсировании на забое и внутри пласта. Термометрический контроль при внедрении этих методов заключается в установлении закономерности продвижения тепловых потоков как в призабойной зоне, так и в пределах всего пласта, изменения физико-химических свойств в нефти, изменения продуктивности скважин. [25]
Методы воздействия на продуктивные пласты включают: а) подогрев паром; б) электрический прогрев призабойной зоны; в) создание движущегося очага горения; г) термокислотное им-пульсирование на забое и внутри пласта. Термометрический Контроль при внедрении этих методов заключается в установлении закономерности продвижения тепловых потоков как в призабойной зоне, так и в пределах всего пласта, изменений физико-химических о: аойств в нефти, изменении продуктивности скважин. [26]
Скважина была введена в эксплуатации 18.01.85. После непродолжительного увеличения продуктивности скважины в первый год эксплуатации ( связанного с очисткой призабойной зоны) в процессе дальнейшей ее работы отмечалось снижение продуктивности, связанное с развитием в зоне дренирования двухфазной фильтрации. Изменение продуктивности скважины в ходе ее эксплуатации достаточно хорошо прослеживается в динамике коэффициентов фильтрационных сопротивлений. [27]
Скважина была введена в эксплуатацию 18.01.85. После непродолжительного увеличения продуктивности скважины в первый год эксплуатации ( связанного с очисткой призабойной зоны) в процессе дальнейшей ее работы отмечалось снижение продуктивности, связанное с развитием в зоне дренирования двухфазной фильтрации. Изменение продуктивности скважины в ходе ее эксплуатации достаточно хорошо прослеживается в динамике коэффициентов фильтрационных сопротивлений. [28]
В заключение отметим, что рассмотренные г подобные им методы создают дополнительные возможности для контроля за гидродинамическими характеристиками пласта. Методы определения пластового и статического устьевого давления по неполной КВД позволяют значительно сократить время простоя добывающих скважин при плановых остановках с целью замера статических давлений. Наиболее ощутимо такой метод исследования скажется на низкодебитных скважинах, время стабилизации давления которых составляет несколько суток. Корреляционные методы позволяет производить текущий контроль за изменением продуктивности скважин, не снижая при этом их дебита. [29]
Из основных параметров, характеризующих коллекторские свойства пластов, безусловно, главное влияние на процесс динамической конденсации оказывают абсолютные и относительные фазовые проницаемости. Абсолютной проницаемостью пласта определяются необходимые депрессии ( а следовательно, и значение изменения у забоя скважин пластового давления) для достижения данного дебита скважин. Поэтому направленность действия этого фактора более-менее ясна априорно. Более сложную роль в процессе накопления конденсата и изменении продуктивности скважин играют относительные фазовые проницаемости коллектора. Относительные фазовые проницаемости горной породы представляют собой усредненные по достаточно представительному объему среды отношения проницаемости ее для данной фазы ( при многофазном насыщении) к абсолютной проницаемости среды. Предполагается, что относительные фазовые проницаемости являются функциями насыщенности. В различных подходах рассматривается также влияние на них поверхностного натяжения на границе раздела фаз и вязкости фаз, производится учет влияния поверхностного натяжения и скорости фильтрации флюидов. К настоящему времени выполнен огромный объем экспериментальных и теоретических исследований фазовых проницаемостей пористых сред. [30]