Cтраница 2
Причинами невысоких показателей экономической эффективности ОПЗ могут быть как истощенность большинства объектов разработки, так и неправильный подбор скважин, нарушения в осуществлении ОПЗ и установление неоптимального режима работы скважин после ОПЗ. [16]
В нефтедобывающей промышленности процесс производства заключается в механическом извлечении нефти на поверхность. Роль рабочего и мастера ограничивается установлением режима работы скважины, наблюдением за ним, регулированием режима и ремонтом подземного и наземного оборудования. [17]
Исследование нагнетательных скважин при изливе не представляет особой трудности. Для этого на устье нагнетательной скважины устанавливают образцовый манометр и наблюдают за установлением режима работы скважины путем периодических замеров дебита. [18]
Как правило, установленный в начальной стадии разработки технологический режим, например, режим постоянного дебита или депрессии, заменяется на режим постоянного устьевого давления. Снижение пластового давления, производительности скважин, увеличение количества влаги в газе, изменение скорости потока в стволе, образование пробок и другие факторы требуют предварительной оценки и выдачи конкретных рекомендаций по установлению режима работы скважин на весь срок разработки залежи с учетом применения различных мероприятий, позволяющих повысить надежность эксплуатации как отдельных скважин, так и месторождения в целом. Учет многочисленных параметров и факторов, изменяющихся по разным причинам и по мере истощения залежи, существенно осложняет однозначность решения вопроса о правильном выборе технологического режима работы скважин и прогнозирования его во времени. Время перехода от одного режима к другому в основном зависит от фактора или группы факторов, исходя из которых устанавливался данный технологический режим. Срок пригодности выбранного технологического режима зависит от темпа освоения месторождения, отбора газа, потребности народного хозяйства в газе и характеристике месторождения. [19]
На некоторых промыслах после появления постоянного притока жидкости к забою скважины первоначально ее эксплуатируют на повышенных отборах для очистки призабойной зоны. Для скважин описываемой категории такой способ очистки призабойной зоны является совершенно неприемлемым, так как в результате больших депрессий могут произойти прорыв воды, газа, - а также разрушение скелета пласта при неплотных и рыхлых породах. Установление режима работы скважины, так же как и при освоении, должно протекать постепенно и плавно. В каждом отдельном случае должна быть найдена оптимальная депрессия, при которой обеспечивается длительная и нормальная работа скважины. Особенность эксплуатации нефтяных скважин, которые отличаются наличием подошвенной воды, газовой шапки, близостью контурной воды, близлежащих напорных верхней и нижней вод, состоит в том, что эффективность отбора нефти будет характеризоваться суммарными безводными и безгазовыми дебитами нефти, которые можно получить до прорыва газа и воды, а не текущими дебитами нефти. [20]
Для скважин, оборудованных пакером, это по существу единственный надежный метод получения данных для построения индикаторной линии. Если в такие скважины спустить манометр невозможно вследствие большой скорости движения смеси по трубам, то используют расчетный метод, который применяют для выбора оборудования и установления режима работы скважин на данном месторождении. Сначала рассчитывают давление в трубах на уровне рабочего клапана с учетом расходов закачиваемого и пластового газов, затем определяют давление на башмаке подъемника при движении по НКТ пластовых жидкостей и газа и, наконец, находят забойное давление, рассчитывая движение газожидкостной смеси в эксплуатационной колонне. [21]
В газовых скважинах, работающих при низких пластовых давлениях, возможно гидратообразование в призабойной зоне пласта. Его предотвращают установлением соответствующей депрессии на пласт, определяемой расчетным путем. Иногда, особенно на газовых месторождениях северных районов страны, при малых деби-тах скважин в связи со значительным влиянием теплообмена с окружающими породами возможно гидратообразование в стволе скважины. В этих случаях при установлении режимов работы скважин дебиты должны приниматься выше критических, устанавливаемых расчетным путем. [22]
При исследовании газлифтных скважин методом установившихся отборов наилучшим методом определения забойного давления также является непосредственное его измерение глубинными манометрами. Для скважин, оборудованных пакером, это единственный надежный метод получения данных для построения индикаторной линии. Если в такие скважины спустить манометр невозможно вследствие большой скорости движения смеси по трубам, то используется расчетный метод. Расчеты проводятся по методике, которая применяется для выбора оборудования и установления режима работы скважин на данном месторождении. Сначала рассчитывается давление в трубах на уровне рабочего клапана, принимая во внимание расходы закачиваемого и пластового газа, затем определяется давление на башмаке подъемника, при движении по НКТ пластовых жидкостей и газа, и наконец, находят забойное давление, рассчитывая движение газожидкостной смеси в эксплуатационной колонне. [23]
В нем дебит скважины пропорционален разности квадратов давлений, если фильтрация газа следует линейному закону Дарси. Эти линии по форме аналогичны формам индикаторных линий для нефтяных скважин. Однако чаще всего они выпуклы относительно оси дебитов. Индикаторные линии, вогнутые относительно оси дебитов, также свидетельствует о дефектности испытаний. Это происходит, как правило, в результате недостаточного времени, отведенного на установление режима работы скважины, либо вследствие неточности измерения или появления воды в забое. Причиной подобного явления, особенно в газовых скважинах, может явиться также очистка призабойной зоны. [24]
В нем дебит скважины пропорционален разности квадратов давлений, если фильтрация газа следует линейному закону Дарси. Эти линии по форме аналогичны формам индикаторных линий для нефтяных скважин. Однако чаще всего они выпуклы относительно оси дебитов. Индикаторные линии, вогнутые относительно оси дебитов, также свидетельствует о дефектности испытаний. Эго происходит, как правило, в результате недостаточного времени, отведенного на установление режима работы скважины, либо вследствие неточности измерения или появления воды в забое. Причиной подобного явления, особенно в газовых скважинах, может явиться также очистка призабойной зоны. [25]
Или это давление, ниже которого из нефти начинает выделяться свободный газ. Значения давления насыщения реальных нефтей изменяются в широких пределах ( от 2 0 до 25 0 МПа) и зависят от состава нефти, количества растворенного в нефти газа, температуры, а также содержания некоторых газов, например, азота. Знание о давлении насыщения нефти газом позволяет обосновано решать задачи выбора оптимальных систем разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений, установления режима работы скважин и наземного оборудования по сбору и подготовке нефти и газа. [26]
В нем дебит скважины пропорционален разности квадратов давлений, если фильтрация газа следует линейному закону Дарси. Поэтому для газовых скважин индикаторные линии строят в координатах Q - Дра. Эти линии по форме аналогичны индикаторным линиям для нефтяных скважин. Однако чаще всего они выпуклы относительно оси дебитов. Индикаторные линии, вогнутые относительно оси дебитов, также свидетельствуют о дефектности испытаний. Они являются, как правило, результатом недостаточности времени, отведенного на установление режима работы скважины, либо следствием неточности измерения или появления воды в забое. Причиной подобного явления, особенно в газовых скважинах, может явиться очистка призабойной зоны. [27]