Cтраница 1
Забойные давления нагнетательных и добывающих скважин равны Рсн 190 ат и Ра 90 ат. [1]
Увеличение разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин может быть прямо связано с уменьшением сложности геологического строения эксплуатационного горизонта - : уменьшением числа продуктивных пластов. [2]
Но если разность забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин снизить, то снизятся потери. [3]
Далее должны быть определены рациональные технически возможные забойные давления нагнетательных и добывающих скважин. [4]
Градиент давления, создаваемый разностью забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин, где-то по каким-то менее проницаемым зонам окажется недостаточным, и по ним не будет происходить нормальной фильтрации нефти. При этом, чтобы преодолеть этот начальный градиент и увеличить полноту охвата пластов фильтрацией, необходимо либо увеличить разность давлений между забоями нагнетательных и добывающих скважин, либо сблизить эти скважины. И снова оказывается, что лучше увеличить число скважин по эксплуатационному объекту, чем увеличить число эксплуатационных объектов. [5]
Общее число скважин, разность забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин и другие параметры, влияющие на дебит нефти рассматриваемой залежи, являются управляемыми параметрами, в широких пределах изменяемыми - увеличиваемыми или уменьшаемыми. Но коэффициент продуктивности является неуправляемым или малоуправляемым параметром. Коэффициенты продуктивности в основном заданы природой, у нас мало возможностей их изменить, разве что ухудшить некачественным бурением и нерациональной эксплуатацией скважин. Природой также задана зональная неоднородность скважин по величине коэффициента продуктивности. [6]
Вытеснение нефти закачиваемой водой осуществляется под максимально возможной разностью забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин: забойное давление нагнетательных близко к давлению гидроразрыва пласта рсн 0 95 ргр, а забойное давление добывающих равно давлению насыщения нефти газом р рнаг. [7]
Если во время разработки залежи происходит достоверно установленное изменение во времени разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин, то и это можно учесть12: от удельных дебитов на пробуренную скважину перейти к удельным дебитям; на пробуренную скважину и единицу разности забойных давлений. [8]
Увеличение амплитудного дебита нефти за счет увеличения ( Рсн - Рсэ) - разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин имеет определенные ограничения. [9]
Таким образом, приведенные здесь формулы ясно показывают, что для увеличения дебита скважин надо увеличить разность забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин и соответственно повысить пластовое давление. [10]
Это: средний коэффициент продуктивности скважины по нефти в начальный безводный период как основной параметр, разность забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин, соотношение добывающих и нагнетательных скважин, соотношение подвижностей вытесняющей воды и нефти в пластовых условиях, зональная неоднородность по продуктивности и прерывистость нефтяных пластов, что позволяет сразу рассчитать амплитудный дебит на проектную скважину и сравнить с фактическим; если нет совпадения, то сразу искать причину в неточности геологического строения пластов или в неточности исходной информации, которую, может быть, можно устранить. [11]
МПа); / 3 и / 0 - продолжительности периодов закачки и отбора, сут; ркск и рссэ - забойные давления нагнетательных и добывающих скважин при импульсном воздействии, МПа; m - число добывающих скважин на одну нагнетательную; п0 - общее число скважин ( нагнетательных и добывающих) на рассматриваемой части нефтяной залежи; т - среднее число дней работы скважины, сут / год; р - плотность товарной нефти в пластовых условиях, мэ / т; V - объем разрабатываемых продуктивных пластов в пределах рассматриваемой части нефтяной залежи, м3; р - коэффициент упругоемкостк, 1 / МПа; V2-квадрат коэффициента вариации, количественно характеризующий неоднородность слоев по проницаемости. [12]
Как действенное средство борьбы против нехватки и избытка информации используют легко контролируемые интегральные натуральные параметры, например, коэффициент продуктивности, забойные давления нагнетательных и добывающих скважин, весовой дебит, весовую обводненность, соотношение подвижностей, коэффициент различия физических свойств нефти, и вытесняющего агента, солевой состав добываемой воды. [13]
Сэ - - рсэ ро) приводит к увеличению коэффициентов продуктивности добывающих скважин, уменьшению общего фильтрационного сопротивления пластов и разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин, причем уменьшение фильтрационного сопротивления превосходит уменьшение разности забойных давлений. [14]
Величина р л - видимого пластового давления на забое рассматриваемой г - й добывающей скважины зависит от рся и рсэ - забойных давлений соседних нагнетательных и добывающих скважин; т) н и Г) 3 - коэффициентов продуктивности этих скважин; д - соотношения подвижностей закачиваемой воды и нефти в пластовых условиях; лн и пэ - числа соседних нагнетательных и числа соседних добывающих скважин. [15]