Cтраница 4
Перед тепловой обработкой необходимо обследовать скважину и определить: содержание в нефти парафиновых и асфальтосмоли-стых компонентов; пластовую температуру и давление; содержание механических примесей, количество и состав воды в продукции скважины; глубину залегания и мощность нефтеносного пласта; текущий дебит скважины и другие параметры. [46]
Помимо этого своевременное отключение обводнившихся скважин позволяет изменить систему воздействия, перенести фронт нагнетания воды, приблизить его к последующим рядам эксплуатационных скважин и тем самым повысить эффективность закачки воды и увеличить ( или сохранить на прежнем уровне) по крайней мере на некоторое время текущие дебиты скважин. [47]
Низкие значения текущих коэффициентов нефтеотдачи обусловлены недостаточно полным охватом залежей дренированием по площади; значительной неоднородностью продуктивных пластов, определившей неравномерное долевое участие различных пластов, совместно вскрытых одним фильтром, в общей добыче скважин; значительным снижением пластового давления в зоне отборов, что привело к резкому снижению текущих дебитов скважин; низкой производительностью скважин, оказавшихся в зонах с ухудшенными коллекторскими свойствами. Помимо этих причин, небольшие текущие коэффициенты нефтеотдачи, как нам представляется, обусловлены некоторым завышением начальных геологических запасов нефти за счет того, что при выделении эффективных мощностей за нижний предел проницаемости принята величина 1 мд, в то время как из-за широкого диапазона изменения проницаемости VIII пластов по мощности участие в работе прослоев с проницаемостью 1 - 10 мд при существующих депрессиях весьма сомнительно. [48]
Обобщенные данные по добыче нефти, газа, воды: фонд эксплуатационных скважин по годам, в том числе, действующих, фонд скважин по способам эксплуатации по годам ( в % к общему фонду), фонд скважин, работающих на отдельные пласты, добыча нефти по месторождению с начала разработки по годам; текущая добыча нефти ( годовая, месячная, суточная); текущая и накопленная добыча воды; текущая и накопленная добыча жидкости в пластовых условиях; добыча нефти по способам эксплуатации; начальные и текущие дебиты скважин; средний дебит скважин; в том числе по способам эксплуатации; дебитограммы и профили притока; распределение добычи по пластам и накопленной и текущей добычи нефти и жидкости по участкам; карты суммарных отборов и текущего состояния разработки; график разработки; общий и удельный коэффициент продуктивности; добыча нефти и жидкости по рядам скважин, расчетным участкам во времени. [49]
Призабойная зона пласта претерпевает значительные изменения в последующих процессах разработки месторождения вследствие выноса породы ( в слабо сцементированных пластах) и оседания кровли, выпадения из пластовых жидкостей и осаждения в порах и трещинах породы асфальто-смолистых веществ, а также парафина и различных солей, закупорки частицами породы, переносимыми потоком нефти и газа, изменений в соотношении свободного и растворенного в пласте газа и др. Вследствие этого в призабой-ной зоне проницаемость горных пород снижается, вызывая, в свою очередь, необходимость значительного понижения забойного давления в эксплуатирующихся скважинах, что редко компенсирует стремительное падение текущих дебитов скважин и их коэффициентов продуктивности. Решающими в этом отношении являются физико-мимические методы воздействия на пласт. В завершающих этапах бурения эксплуатационных скважин, в технологических процессах добычи нефти и газа и при опробовании нефтегазо-разведочпых скважин эти методы имеют очень большое значение. В сочетании с другими важными мероприятиями они составляют основу рациональных методов промышленной разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. [50]
Самые большие отборы приходятся на скв. Текущие дебиты скважин составляют от 15 до 577 тыс. м3 / сут. Самый низкий дебит имеет скв. Ухудшение продуктивности этой скважины связано с притоком пластовой воды и засорением призабойной зоны в процессе капитального ремонта; в настоящее время она работает на газлифте. Пять скважин ( 7, 127, 129, 130, 133) имеют дебиты свыше 300 тыс. м3 / сут, четыре ( 131, 150, 151, 158) - от 200 до 270 тыс. м3 / сут. Из этих скважин семь работают по НКТ и ЗТ. [51]
Разность ( ре - pw) называют принудительным перепадом давления. Текущий дебит скважины определяют по замеру в мернике, иногда в измерительных сепараторах, а также счетчиками с поршневыми отсечками объема. [52]