Темп - падение - дебит
Cтраница 3
Так, в рассматриваемом случае через 694 суток дебит жидкости составляет всего - 6 8 м3 / сутки. Темп падения дебита газа в этот период бремени уменьшается гораздо медленнее, чем темп падения дебита жидкости. Через 694 суток дебит газа еще составляет 2820 м / сутки. [31]
Расстояние между этими кривыми по вертикальной линии и есть разность между процентом понижения дебита и процентом понижения давления за истекший период времени. Деля процент понижения дебита на процент понижения давления, мы получим индекс отношения темпов падения дебита и давления за каждый отдельный период эксплоатации. [32]
На рис. 39 приведено сопоставление расчетных и фактической кривых дебита нефти по средней скважине Анастасиев-ской площади для четырех вариантов значений параметров kr, кит. Отметим, что от величины проницаемости пласта в основном зависит местоположение расчетной кривой дебита по ординате, а от величины пористости - темп падения дебита. [33]
Добывающие скважины опытных участков на закачку ПДС с ПАВ реагируют неодинаково. В одних скважинах спустя 1 - 3 мес после внесения в пласт ПДС с ПАВ дебит по нефти увеличивается, а содержание воды уменьшается, в других скважинах фиксируется стабилизация или уменьшение темпов падения дебитов, а в третьих - положительные изменения не фиксируются. [34]
В дальнейшем ( в условиях рассматриваемого примера - спустя - 300 суток) темп падения дебита жидкости резко уменьшается и наступает период относительно стабильной добычи, но абсолютная величина дебита жидкости невелика. Так, в рассматриваемом случае через 694 суток дебит жидкости составляет всего - 6 8 м / сутки. Темп падения дебита газа в этот период времени уменьшается гораздо медленнее, чем темп падения дебита жидкости. Через 694 суток дебит газа все еще составляет 2820 м3 / сутки. [35]
Предположим, что мы для какой-нибудь скважины после некоторого периода эксплоатации определили все требуемые индексы и в том числе индекс отношения темпа падения дебита к темпу падения давления. Можем ли мы на этом успокоиться и считать скважину достаточно охарактеризованной. Индекс отношения темпов падения дебита и давления в течение жизни скважины н е есть величина постоянная. Она все время меняется, и его можно устанавливать лишь для коротких периодов эксплоатации для каждого периода отдельно. При этом нужно выяснить законность изменения указанного индекса. Лучше всего эта законность выражается двумя относительными ( процентными) кривыми дебит - время и давление - время, расположенными на одной и той же диаграмме, чтобы можно было видеть их отношение, причем под именем дебит мы понимаем дебит скважины сполна открытой, а под именем давление - давление в скважине, сполна закрытой. Чем больше мы углубляемся в изучение газовых скважин, тем больше мы убеждаемся в сложности процессов эксплоатации, и сводить добычу к тем простым формулам и кривым, которые дал Стэнли Герольд в книге Аналитические основы добычи нефти, газа и воды из скважин никак нельзя. Слишком упрощенно также подошли к вопросу Беннет, Пирс, Биддисон, Рау-линс и Шеллхардт. Нужно диференцировать индекс отношения темпов падения по отдельным периодам эксплоатации. [36]
Однако уже на 7 месяц разработки в горгоонтальный ствол прорывается конус газа IB шапки, что приводит к увеличению дебита газа. Снижение дебита газа начинается на 1 8 года го-за увеличения водонасыщенности в блоке, где расположен горгоонтальный ствол, н прорыва на 2 год эксплуатации элемента конуса воды в скважину. После 2 5 лет темп падения дебита скважины по газу снижается, так как к этому времени водяной конус уже сформировался и интенсивность увеличения водонасыщенносш в пргоабойной зоне уменьшилась. [37]
Поскольку вибровоздействие часто проводят с использованием в качестве рабочей жидкости кислоты и различных растворителей, то результаты комбинированной обработки сравнивают с результатами только кислотных обработок или закачиваний растворителей. Практикой установлено, что темп падения дебитов скважин после виброкислотной обработки гораздо ниже, чем после стандартной кислотной обработки или обработки растворителями. [38]
Рассмотренные различные способы выбора диаметра обсадной колонны показывают, что в настоящее время нет единого критерия, определяющего оптимальный диаметр скважины при различных условиях залегания залежи и потребления газа. Отметим, что немаловажное значение при выборе диаметра скважины имеют технологический режим работы скважин и темпы изменения основных параметров режима в процессе разработки. Нетрудно представить, что если темп падения дебита во времени интенсивен, как, например, при технологическом режиме с заданным постоянным забойным давлением, то бурение скважин большого диаметра целесообразно лишь в течение короткого промежутка времени и, следовательно, в целом нерационально. [39]
В дальнейшем ( в условиях рассматриваемого примера - спустя - 300 суток) темп падения дебита жидкости резко уменьшается и наступает период относительно стабильной добычи, но абсолютная величина дебита жидкости невелика. Так, в рассматриваемом случае через 694 суток дебит жидкости составляет всего - 6 8 м / сутки. Темп падения дебита газа в этот период времени уменьшается гораздо медленнее, чем темп падения дебита жидкости. Через 694 суток дебит газа все еще составляет 2820 м3 / сутки. [40]
Поступление пластовой воды в газовую залежь приводит как к негативным, так и к позитивным последствиям. Позитивные последствия проявляются в том, что за счет поступления воды темпы падения пластового давления в газовой части уменьшаются. Это приводит к более благоприятным условиям поставки газа в газопровод ( продление периода бескомпрессорной эксплуатации, снижение мощности дожим-ных компрессорных станций) и уменьшению темпов падения дебитов скважин, зависящих от темпов падения пластового давления. [41]
 |
Графики исследования скв. 1646. [42] |
Скважина исследована по кривым падения дебита после эксплуатации на двух режимах. Сравнение кривых падения дебита показало, что на обоих режимах приток наиболее быстро падает из пласта в г и весьма медленно из пласта а. Это согласуется с результатами исследования скважины на установившихся режимах эксплуатации: пласты а и в г имеют меньшее пластовое давление. Темп падения дебита также соответствует продуктивности пластов, определяемой по индикаторной диаграмме. [43]
Анализ промысловых материалов показывает, что закачка модифицированной ПДС положительно отразилась на технологических показателях как нагнетательных, так и добывающих скважин опытных участков. Приемистость нагнетательных скважин была снижена в среднем в полтора раза. Это дает основание полагать, что удалось увеличить фильтрационное сопротивление промытых зон и тем самым подключить к разработке ранее не работающие продуктивные пропласт-ки. Добывающие скважины опытных участков на закачку химреагентов реагируют неодинаково. В одних скважинах спустя 1 - 3 мес после внесения в пласт оторочки ПДС увеличивается дебит нефти, в добываемой продукции снижается содержание воды; в других скважинах форсируется стабилизация или уменьшение темпов падения дебитов и обводнения продукции; в третьих - положительные изменения не фиксируются. Различная реакция добывающих скважин на технологический процесс вполне объяснима существованием в продуктивных пластах зональной неоднородности. [44]
B характеризуется менее резким падением дебита нефти по сравнению с другими вариантами ( рис. 32.12), так как поддержание давления именно в нефтенасыщенной толщине пласта приводит на начальном этапе к менее интенсивному загазовыванию скважины, чем в У2в и УЗв. Но закачка воды в оторочку в У1в приводит к наиболее раннему по сравнению с У2в и УЗв формгфоваюпо конуса подошвенной воды, за счет ее стекания под действием гравитации в водонасыщенную зону. Более интенсивное увешгае-ние водонасыщенности в нефтяной зоне в VIв приводит и к более раннем) 7 прорыву конуса подошвенной воды в скважину. Так, в У1в вода в продукции скважины появляется уже через 2 года эксплуатации ( рис. 34.12), а в У2в и УЗв - только через 3 года. После 12 лет темп падения дебита нефти во всех трех вариантах практически равный, поэтому кривые дебитов на рис. 32.12 идут параллельно. [45]
Страницы: 1 2 3 4