Забійні тиск - видобувна свердловина
Первісне пластовий тиск Рпло 30 ат, забійні тиск видобувної свердловини Ра 20 ат, забійні тиск нагнетательной свердловини Рсн набуває таких значень: 40, 50 і 60 ат. [16]
При відсутності підтримки пластового тиску при зниженні забійного тиску видобувних свердловин нижче тиску насичення ефективність багатьох методів впливу на нафтові пласти (в тому числі глибокої перфорації, гідророзриву і самої соляно-кислотної обробки) виявляється заниженою і короткочасної, після чого відбувається ще більш значне засмічення пріскважінной зон пластів і падіння дебітів нафти. [17]
При проектуванні розробки нафтового покладу відшукують оптимальну величину забійного тиску видобувних свердловин і знайдену таким чином величину закріплюють в якості проектної, яку в подальшому при практичному здійсненні проекту слід строго дотримуватися. [18]
Механізм катастрофи: зменшують або усувають штучне підвищення забійного тиску видобувних свердловин шляхом студіювання; внаслідок цього через мінімального забійного тиску фонтанування відбувається значне зниження забійного тиску нижче тиску насичення; внаслідок цього відбувається значне зниження коефіцієнта продуктивності видобувних свердловин на нафту; внаслідок цього, не дивлячись на значне (майже в 3 рази) збільшення депресії, відбувається значне зменшення дебіту нафти, а після початку обводнення катастрофічно швидке зростання обводнення відібраної рідини при незначному збільшенні поточної нафтовіддачі пластів, що інтерпретують як надлишкову закачування води (абсолютно помилково) і зменшують закачування води, відбувається зниження пластового тиску і стає ще гірше. Кажуть про суперколлекторах, винних в занадто швидкому обводнюванні, але не знаходять витриманих за площею суперколлекторов. [19]
На даному нафтовому родовищі в період рез кого зниження забійного тиску видобувних свердловин і майже повного завершення розробки родовища була відібрана одна п'ята частина запасів нафти, що відповідає підвищеної неоднорідності пластів по проникності і переходу нафти в пріскважінной зонах пластів з маловязкой в високов'язку. Відомо, що нефтеотдача пластів за безводний період до початку обводнення свердловин слабо залежить від в'язкості нафти, приблизно однакова при маловязкой, средневязкой і навіть високов'язкої нафти. У різних нафт нефтеотдача різко відрізняється в наступний водний період, і у високов'язкої нафти вона виявляється вкрай низькою. Але факт відбору однієї п'ятої частини видобутих запасів нафт говорить про те, що послойная неоднорідність пластів по проникності є високою, але не надвисокої. І досягнута низька нефтеотдача пластів пояснюється не надвисокої пошаровим неоднорідністю по проникності, а перетворенням нафти з маловязкой в високов'язку в найближчій прискважинной зоні пластів. [20]
Набагато гірше буває при безконтрольному форсованому відборі рідини зі зниженням забійного тиску видобувних свердловин значно нижче тиску насичення, розгазування третьому нафти в привибійну зонах нафтових пластів, випаданням з. [21]
За даними табл. 2.12 - 1 видно, що при зниженні забійного тиску видобувної свердловини нижче тиску насичення відбувається зниження коефіцієнта продуктивності свердловини і т) - поточний коефіцієнт продуктивності виявляється помітно і значно нижче% - початкового коефіцієнта продуктивності, що має місце при забійній тиску, що дорівнює або вище тиску насичення Рс Рнас. [22]
Крім того, поведені розрахунки для динаміки дебітів, обводненнос-тей і забійних тисків видобувних свердловин. прийнятої в Технологічної схеми розробки Прирозломного родовища. Дані надані фахівцями ВНІІГАЗ. [23]
Таким чином, тут показано, що по нафтових покладів з надмірно низьким забійним тиском видобувних свердловин підвищення його до рівня тиску насичення може привести до помітного збільшення дебіту нафти. [24]
Після організації заводнення поточний пластовий тиск повинен бути на рівні початкового; забійні тиск видобувних свердловин повинно приблизно відповідати тиску насичення нафти газом, а забійні тиск нагнітальних свердловин не повинно досягати і перевищувати тиск гідророзриву пластів. Все це до мінімуму скоротить освіту в пластах нових дефектів, зменшить негативний гідродинамічний взаємодія віддалених один від одного ділянок нафтових покладів. [25]
Звідси ідейна установка на реабілітацію нафтових пластів і відродження родовища - підвищити забійні тиск видобувних свердловин до тиску насичення і більше ніколи не знижувати, здійснити відновлення продуктивності окремо відокремлених нафтових шарів, збільшивши їх продуктивність по нафті в 5 - 10 разів. Там, де не відбулося повного відключення нафтових шарів, їх продуктивність по нафті буде відновлюватися мимовільно, а для прискорення відновлення їх продуктивності по нафті повинна бути застосована глубокопроникающая перфорація, бічні стовбури, в тому числі і горизонтальні, а також інші заходи, точно спрямовані гідророзриви. [26]
За нафтових покладів другого типу без будь-яких додаткових зусиль мимовільно відбувається зниження забійного тиску видобувних свердловин нижче тиску насичення, достатньо тільки змінити або зовсім усунути штуцірованіе, тобто штучне збільшення забійного тиску. [27]
Є родовища з нафтовими пластами середньої і підвищеної продуктивності, де при забійній тиску видобувних свердловин. рівному тиску насичення нафти газом, їх де-біти нафти виявляються невисокими, тому що тиск насичення близько підходить до початкового пластового тиску, і депресія виходить дуже маленькою. [28]
Для цих конкретних умов показано, що при стаціонарному режимі фільтрації рідини зниження забійного тиску видобувних свердловин нижче тиску насичення неефективно в безводний період, і тим більше неефективно в період обводнення, оскільки призводить до зниження дебіту нафти і додаткового збільшення обводнення продукції. [29]
При частковому або повністю необоротний зниженні коефіцієнтів продуктивності видобувних свердловин необхідно раціональне зниження забійного тиску видобувних свердловин визначати для всього періоду розробки з урахуванням процесу обводнення. [30]
Сторінки: 1 2 3 4