Причины снижения коэффициента продуктивности скважин
Причины низкой продуктивности скважин в процессе бурения и эксплуатации скважин — Студопедия
При первичном вскрытии продуктивных пластов (бурении) фильтрационная способность призабойной зоны ухудшается в результате:
1. Уже на стадии бурения во время первичного вскрытия продуктивного пласта в призабойной зоне происходят необратимые процессы связанные с уплотнением, а иногда и пластической деформацией пород от бурового инструмента и горного давления, т.е. перераспределением внутренних напряжений в окружающей забой породе.
2. Проникновение фильтрата (дисперсионной среды) бурового раствора в поровое пространство вызывает:
- набухание глинистых компонентов призабойной зоны;
- при взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок;
- наличие фильтрата в призабойной зоне снижает фазовую проницаемость для нефти.
Глубина проникновения в пласт фильтрата может составлять порядка 3х метров.
3. Проникновение твердых частиц (дисперсной фазы) бурового раствора в поровое пространство вызывает:
- кольматацию призабойной зоны, т.е. заполнение внутрипорового пространства наиболее проницаемой части пласта дисперсионной и тонкодисперсионной фазами глинистого раствора с последующим ее закреплением в каналах порового пространства. Так исследованиями установлено, что проникновение частиц дисперсионной фазы наблюдается при
dп /d ч > 3 и особенно сильно проявляется при dп /d ч ≥5. Исследованиями также установлено, что глубина кольматации зависит от соотношения диаметров пор dп и частиц d ч, от физико-химических свойств дисперсной среды, от репресии на пласт, от проницаемости пород и составляет по разным оценкам 5 - 6 см - для пород высокой проницаемости и 1.5 - 2 см - для пород с низкой проницаемостью, что способно снизить проницаемость продуктивного пласта на 30 - 50 %.
4. Фильтрация бурового раствора в призабойную зону сопровождается закреплением более крупных частиц на стенке скважины с образованием глинистой корки, что наблюдается при dп /d ч < 3.
Продуктивность скважины существенно зависит от оборудования забоя скважины и метода вторичного вскрытия продуктивного пласта, что вызывает гидродинамическое несовершенство по характеру вскрытия. Это зависит от метода перфорации, глубины и плотности перфорации.
Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит в результате следующих факторов:
- эксплуатация скважин сопровождается нарушением термобарического равновесия в призабойной зоне (дроссельный эффект), что приводит к выделению из нефти растворенного газа, отложению парафина и асфальтосмолистых веществ, закупоривающих поровое пространство;
- призабойная зона существенно загрязняется при проведении текущего и капитального ремонтов в сквжинах в результате проникновения в нее жидкости глушения;
- приток нефти в скважину сопровождается выносом песка из призабойной зоны и образованием песчаных пробок, перекрывающих фильтр скважины;
- также можно выделить биологические факторы, обусловливающие загрязнение призабойной зоны продуктами жизнедеятельности микроорганизмов и бактерий.
studopedia.ru
Причины снижения продуктивности скважин — Студопедия.Нет
При первичном вскрытии продуктивных пластов (бурении) фильтрационная способность призабойной зоны ухудшается в результате:
1. Уже на стадии бурения во время первичного вскрытия продуктивного пласта в призабойной зоне происходят необратимые процессы связанные с уплотнением, а иногда и пластической деформацией пород от бурового инструмента и горного давления, т.е. перераспределением внутренних напряжений в окружающей забой породе.
2. Проникновение фильтрата (дисперсионной среды) бурового раствора в поровое пространство вызывает:
- набухание глинистых компонентов призабойной зоны;
- при взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок;
- наличие фильтрата в призабойной зоне снижает фазовую проницаемость для нефти.Глубина проникновения в пласт фильтрата может составлять порядка 3х метров.
3. Проникновение твердых частиц (дисперсной фазы) бурового раствора в поровое пространство вызывает:
- кольматацию призабойной зоны, т.е. заполнение внутрипорового пространства наиболее проницаемой части пласта дисперсионной и тонкодисперсионной фазами глинистого раствора с последующим ее закреплением в каналах порового пространства.
4. Фильтрация бурового раствора в призабойную зону сопровождается закреплением более крупных частиц на стенке скважины с образованием глинистой корки.
Продуктивность скважины существенно зависит от оборудования забоя скважины и метода вторичного вскрытия продуктивного пласта, что вызывает гидродинамическое несовершенство по характеру вскрытия. Это зависит от метода перфорации, глубины и плотности перфорации.
Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит в результате следующих факторов:
- эксплуатация скважин сопровождается нарушением термобарического равновесия в призабойной зоне (дроссельный эффект), что приводит к выделению из нефти растворенного газа, отложению парафина и асфальтосмолистых веществ, закупоривающих поровое пространство;
- призабойная зона существенно загрязняется при проведении текущего и капитального ремонтов в сквжинах в результате проникновения в нее жидкости глушения;
- приток нефти в скважину сопровождается выносом песка из призабойной зоны и образованием песчаных пробок, перекрывающих фильтр скважины;
- также можно выделить биологические факторы, обусловливающие загрязнение призабойной зоны продуктами жизнедеятельности микроорганизмов и бактерий.
studopedia.net
Снижение - продуктивность - скважина
Снижение - продуктивность - скважина
Cтраница 1
Снижение продуктивности скважин в процессе разработки газоконденсатных месторождений связано с проявлением различных геолого-промысловых факторов. [1]
Снижение продуктивности скважин наблюдается при установке гравийных фильтров против пластов, выраженных чередованием пропластков глин и песков. При эксплуатации таких пластов вследствие размыва породы происходит перемещение потоком жидкости не только песка, но и глины. Поэтому в пространстве между фильтром и стенками продуктивного пласта откладывается песчано-глинистая смесь, проницаемость которой значительно ниже проницаемости продуктивного пласта. При этом продуктивность скважины ( при прочих равных условиях) снижается тем сильнее, чем больше разрушается порода в процессе эксплуатации и чем больше зазор между фильтром и стенками нефтеносного пласта. [2]
Снижение продуктивности скважин вызывает не только целый комплекс проблем при их эксплуатации, но и значительные осложнения в управлении разработкой залежей и в конечном счете снижение технико-экономических показателей этого процесса. И, наконец, уменьшение продуктивности газоконденсатных скважин зачастую является одной из основных причин их полной остановки и вывода из эксплуатации. [3]
Снижение продуктивности скважин происходит в процессе бурения в результате проникновения фильтрата глинистого раствора или самого глинистого раствора в пркзабойную зону лласта. При взаимодействии фильтрата глинистого раствора с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок. Также могут образоваться стойкие эмульсии и может снижаться фазовая проницаемость пород пласта для нефти. При контакте фильтрата глинистого раствора с породами происходит набухание глинистого цемента и закупоривание порового пространства. Снижение проницаемости призабойной зоны пласта наблюдается и при эксплуатации нефтяных скважин. В связи с падением давления в призабойной зоне пласта происходит нарушение термодинамического равновесия в пластовой системе и из нефти выделяется свободный газ, снижается температура и происходит отложение парафина и асфальтосмоли-стых веществ в породах и трещинах пласта. [4]
Снижение продуктивности скважин в процессе разработки газоконденсатных месторождений связано с проявлением различных геолого-промысловых факторов. [5]
Снижение продуктивности скважин может быть вызвано также отложением парафина в призабойной зоне скважин. Это связано со снижением температуры пласта в результате как его вскрытия, так и закачкой воды в пласт. Между температурой и растворимостью парафина установлена обратная связь. [6]
Помимо снижения продуктивности скважин, вызываемого глубоким проникновением частиц твердой фазы бурового раствора, нехватка необходимых сводообразующих частиц приводит к обваливанию несцементированных песков и увеличению диаметра ствола скважины. Как уже объяснялось в главе 8, несцементированный песок имеет коэффициент сцепления, равный нулю, поэтому он будет обваливаться в ствол, если глинистая корка не образуется. Перепад давления на глинистой корке повышает сцепление и снижает напряжения сжатия на стенке скважины. Важно, чтобы глинистая корка образовалась быстро, так как турбулентный поток вокруг долота способствует сильной эрозии и ствол быстро размывается. Если глинистая корка быстро образоваться не может, то не исключены снижение продуктивности, попадание определенных объемов песка в продукцию скважины, продольный изгиб обсадной колонны и другие осложнения при добыче нефти, связанные с увеличением диаметра ствола скважины. Установление корреляционной связи фракционного состава твердой фазы в буровом растворе с кривыми кавернометрии позволяет оперативно выявить оптимальные требования к закупориванию пор в конкретном коллекторе. [7]
Причины снижения продуктивности скважин могут быть вызваны некачественным первичным вскрытием пласта-коллектора, а также негативным воздействием на пласт в процессе эксплуатации скважин. Одним из таких факторов снижения продуктивности скважин является обработка скважин поливиниловым спиртом. [8]
Темп снижения продуктивности скважин во времени до проведения ГРП и после проведения ГРП примерно одинаковый. [9]
При снижении продуктивности скважины важно определить основные причины этого. [10]
Во избежание снижения продуктивности скважины освоение следует производить непосредственно после перфорации колонн, для скважин с открытым забоем ( с фильтром) - после окончания бурения. [11]
Основным фактором снижения продуктивности сква
www.ngpedia.ru
Снижение - коэффициент - продуктивность - скважина
Снижение - коэффициент - продуктивность - скважина
Cтраница 1
Снижение коэффициента продуктивности скважин по нефти связано с ее разгазированием - с выделением из жидкости ( из нефти) газообразных и твердых частиц, с нарушением первоначальных пластовых условий и выпадением из пластовой воды солей. Правда, выпадение солей в заводненном объеме пластов по линиям ( каналам) движения заканчиваемой воды должно играть положительную роль, поскольку увеличивает фильтрационное сопротивление для воды и тормозит ее холостую прокачку. Отрицательным является отложение солей вместе с парафино-смоло-асфальтеновым осадком в стволе скважины - на ее стенках против нефтяных слоев, дающих нефть. [1]
Снижение коэффициента продуктивности скважины происходит не вдруг, а постепенно, в течение довольно продолжительного времени: по нашей ориентировочной оценке, от одной - двух недель до одного - двух месяцев. Поэтому снижение коэффициента продуктивности бывает трудно обнаружить по результатам кратковременных исследований скважин, например, по методу восстановления давления. [2]
Снижение коэффициента продуктивности скважины происходит при снижении ее забойного давления ниже давления насыщения и выделении из нефти газа и твердых частиц ас-фальтенов, смол и парафинов, которые накапливаются в при-забойной зоне пласта и в самой скважине на ее стенках. [3]
Некоторое снижение коэффициента продуктивности скважины объясняется частичным перекрытом осадками интервала перфорации. [4]
Выявление причин снижения коэффициентов продуктивности скважин путем проведения многофакторного статистического эксперимента показало, что одной из основных причин этого является применение в качестве промывочных и задавочных жидкостей водосодержащих составов. Попадание в нефтяной или газовый пласт подвижной водной фазы приводит к необратимому уменьшению коэффициентов проницаемости призабойной зоны и продуктивности скважин. [5]
Выявление причин снижения коэффициентов продуктивности скважин путем проведения многофакторного статистического эксперимента показало, что одной из основных причин этого является применение в качестве промывочных, и задавочных жидкостей врдрсодержащих составов. OK № ок фазы приводит к необратимому уменьшению коэффициентов проницаемости призабойной зоны и продуктивности скважин. [6]
В качестве примера оценим снижение коэффициента продуктивности скважины в нефтяном пласте проницаемостью 0 1 мкм2, заполненном нефтью с вязкостью 10 - 2 Па с, если фильтрат бурового раствора поступал в него под избыточным давлением 0 5 МПа в течение 10 сут. [7]
Обычно он бывает вызван снижением коэффициента продуктивности скважин по жидкости. [8]
В табл. 10.3 приведены данные о снижении коэффициента продуктивности скважин на Майкопском газоконденсатном месторождении после закачки в них бурового раствора. [9]
В табл. 2.3 приведены данные о снижении коэффициента продуктивности скважин на Майкопском газоконденсатном месторождении после закачки в них бурового раствора. [10]
Необходимость воздействия на призабойную зону пласта обусловлена тенденцией снижения коэффициента продуктивности скважины во времени. Однако данные гидродинамических исследований скважин не всегда имеются. [11]
Происходящее во время бурения засорение призабойной зоны нефтяных пластов и снижение коэффициента продуктивности скважины в D раз не искажает принятой закономерности и проявляется в таком же уменьшении дефицита упругого запаса жидкости в D раз. [12]
Несогласованность в работе насоса и пласта может возникнуть и по причине снижения коэффициента продуктивности скважин по жидкости. После проведения ремонтов с предварительным глушением скважин минерализованными водами, как правило, наблюдается ухудшение фильтрациошю-емкостных характеристик пород ПЗП и уменьшение коэффициента продуктивности скважин по жидкости. Для скважин, вскрывших низкопроницаемые, неоднородные нефтяные пласты, перечисленные факторы могут проявиться одновременно и привести к быстрому выходу из строя установки. [13]
Таким образом, при разработке нефтяных месторождений важно бывает уметь определять и знать фактическую величину vn - снижение коэффициента продуктивности скважин, чтобы планировать проведение технических мероприятий по повышению продуктивности ( глубокую перфорацию, гидравлический разрыв пластов и другие) и оценивать их возможную эффективность. [14]
По данным табл. 2.12 - 1 видно, что при снижении забойного давления добывающей скважины ниже давления насыщения происходит снижение коэффициента продуктивности скважины и т) - текущий коэффициент продуктивности оказывается заметно и значительно ниже % - начального коэффициента продуктивности, имеющего место при забойном давлении, равном или выше давления насыщения Рс Рнас. [15]
Страницы: 1 2
www.ngpedia.ru
Снижение - продуктивность - скважина
Снижение - продуктивность - скважина
Cтраница 2
Существует несколько механизмов снижения продуктивности скважины под влиянием твердой фазы или фильтрата бурового раствора. [17]
Одной из причин снижения продуктивности скважин является отложение асфальто-смоло-парафинистых отложений ( АСПО) в призабойной зоне коллектора и элементах ПО. [18]
Многообразие причин, вызывающих снижение продуктивности скважин, обусловливает необходимость проведения комплексной обработки призабойной зоны пласта, включающей тепловое, механическое и химическое воздействия. В определенной степени это требование выполняется при термогазохимичес-ком методе воздействия ( ТГХВ), который с 70 - х годов прошлого века активно внедрялся в производственную практику многих нефтегазодобывающих регионов. [19]
Одной из основных причин снижения продуктивности скважин после ремонта является несоответствие геолого-техническим условиям применяемых жидкостей глушения. Жидкости глушения должны подбираться из условий нанесения минимального ущерба продуктивному пласту и обеспечения проведения необходимых операций по ремонту и измерениям в скважине. Воздействие жидкости глушения на продуктивный пласт происходит с помощью двух механизмов: химического и механического. Примером смешанного или химического воздействия является процесс глинизации пласта и его закупорки жидкостями. Механическое воздействие на пласт проявляется в закупорке пласта по стенке скважины и в призаоойной зоне, или в нарушении структуры пласта. [20]
Общий недостаток описанных выше фильтров - снижение продуктивности скважин и сложность извлечения фильтров на поверхность. Кроме того, как свидетельствует опыт эксплуатации, фильтры с проволочной и сетчатой оплеткой имеют низкий коэффициент улавливания, а подвесные гравийные фильтры - высокие фильтрационные сопротивления. [21]
Тс, возможно, еще коэффициента снижения продуктивности скважины при снижении ее забойного давления ниже давления насыщения а, при рс рнас. [22]
Отложение неорганических солей - типичная причина снижения продуктивности скважин во многих нефтедобывающих районах - Среднем Приобье, Пермской области и др. В результате выпадения неорганических солей изменяется абсолютная проницаемость прискважинной области. [23]
Было установлено, что одной из причин снижения продуктивности скважин с низкими пластовыми температурами и наличием в нефти смол, асфаль-тенов и парафинов является их отложение в призабойной зоне. [25]
Защемление водной фазы в ПЗП отражается на снижении продуктивности скважин особенно в условиях низких пластовых давлений, что характерно для месторождений на поздней стадии разработки. Поэтому при проведении каких-либо операций по ремонту скважин, связанных с использованием технологических жидкостей для глушения продуктивного пласта, необходимо это учитывать. [26]
Ухудшение коллекторских свойств призабойнсй зоны продуктивного пласта и снижение продуктивности скважин происходят не только в результате внешнего, искусственного отрицательного воздействия на пласт различными водными системами. Существуют и естественные факторы, влияющие не менее отрицательно на работу скважин. [27]
Нередки случаи совместного действия гидратов и асфальтосмолопарафи-нов на снижение продуктивности скважин. [29]
Отложения солей в призабойной зоне пласта приводят к снижению продуктивности скважины, в связи с чем уменьшаются темпы отбора жидкости, при этом отмечается значительное колебание дебитов, газового фактора и увеличивается время восстановления пластового д
www.ngpedia.ru
Причины снижения производительности скважин на воду
Одним из признаков снижения производительности скважины является срабатывание системы защиты насоса. Автоматика реагирует в том случае, если насос захватывает воздух. Каковы же причины этого?
1. Когда производительность скважины снижается вне зависимости от ее конструкции и эксплуатационного режима.
В системе водоснабжения объектов Москвы и области используется вода из слоев земли, насыщенных песком или известняком. Эти слои подземных пород (водоносные горизонты) имеют различные гидрогеологические параметры. Соответственно, различаются конструкции скважин и их водозаборное оборудование.
Водоносные горизонты, насыщенные песком, располагаются ближе к поверхности и содержат грунтовые воды и верховодку. Верховодка относится к безнапорным или малонапорным подземным водам, уровень которых значительно колеблется и зависит от множества факторов.
Известно, что поверхностные грунтовые воды пополняются за счет осадков, а их уровень понижается, уходя в реки. Именно от количества выпавшего дождя и снега зависит количество воды в скважине. Впрочем, скважины, расположенные недалеко от водоемов, частично восполняются за счет речных ресурсов, поэтому они не столь зависимы от нормы осадков.
Однако на уровень воды в одной такой скважине может повлиять наличие других скважин в этом же водоносном горизонте. От расстояния между ними, расположения по отношению к течению грунтовых вод, объема фильтруемой воды зависит и степень их взаимного влияния. Чем больше воды откачивается из определенной скважины, тем большее влияние она оказывает на уровень воды в остальных скважинах.
На количество подземных вод в песчаном водоносном горизонте также оказывают влияние скачки атмосферного давления (здесь амплитудные колебания водного уровня могут достигать одного метра). Появление дополнительных источников оттока грунтовых вод вследствие гидрогеологических изменений слоя также является естественной причиной уменьшения уровня воды в скважине.
Известняковый водоносный горизонт является, как правило, напорным. Дело в том, что артезианские воды залегают ниже, чем грунтовые, и их запасы больше. Большая водоотдача и относительное постоянство течения артезианских вод предоставляют преимущества в использовании известняковых горизонтов. Однако и здесь близкое расположение других скважин может стать причиной снижения производительности системы водоснабжения.
2. Когда причиной снижения производительности скважины становится ее конструкция.
Скважины в песчаных водоносных горизонтах имеют фильтр для отсева песка. Он представляет собой каркас из перфорированной трубы, обтянутый плетеной сеткой и обмотанный проволокой. Ячейки сетки фильтра должны быть достаточного размера для того, чтобы не забиваться песчинками и не пропускать песок.
Неправильно подобранная сетка фильтра может стать причиной снижения производительности скважины. Слишком маленькие ячейки сетки могут забиться частичками песка, перекрыв доступ воде. Если же ячейки будут большими, то водоприемник скважины может заполниться песком, также снизив ее водоотдачу.
Еще одной причиной плохой работы скважины становится разрыв сетки фильтра. Это может произойти из-за коррозии и абразивного износа проволоки или нарушений, допущенных при установке фильтровой колонны. Как правило, скважины с подобными недостатками ремонту не подлежат.
В известняковых водосборных горизонтах в скважинах не устанавливают фильтр, оставляя их стволы открытыми. Для неустойчивых горизонтов с сильными трещинами рекомендуется установка в скважину фильтра в виде перфорированной трубы.
Отрытый ствол скважины чреват обрушением ее стенок. Выпавшие обломки породы могут образовать заторы в водозаборной части скважины, значительно уменьшив ее объем. Поскольку от этой части конструкции, взаимодействующей с водосборным слоем, зависит подача воды в целом, то данная неполадка может существенно повлиять на производительность скважины.
Постепенно скапливающийся осадок (кольматант) на стенках сетки уменьшает объем поступающей воды, и может привести к полной закупорке фильтра. Эту неисправность необходимо устранить, проведя ремонтно-восстановительные работы.
3. Когда производительность скважины снижается вследствие неправильной эксплуатации.
Конструкция скважины включает в себя карман, находящийся под фильтром. Этот отстойник служит для сбора частичек фильтруемой породы. Их размеры и интенсивность накопления зависят от скорости течения подземных вод и силы фильтрации. Чем быстрее вода проходит через фильтр, тем больше крупных частиц оседает в отстойнике, уменьшая объем водоприемной части конструкции скважины.
При скорости фильтрации грунтовых вод, превышающей допустимые нормы, происходит «пескование» скважины. Здесь фильтр не справляется с большим потоком воды и песчинки проникают через сетку, оседая в отстойнике.
Происходит это из-за того, что для увеличения объема воды завышают рекомендованную производительность водонасоса. Тогда как под конкретный дебит скважины, определенный опытным путем после ее установки, должен применяться насос с точно заданными характеристиками.
Данное снижение производительности скважины доказывает, что для ее качественной работы и долгосрочной эксплуатации необходимо следовать всем рекомендациям. Производительность насоса должна соответствовать дебиту скважины. В противном случае срок ее работы может существенно сократиться.
1igp.ru
Снижение производительности скважин на воду и причины этого явления
Всем владельцам буровых установок наверняка знакома ситуация, когда насос выхватывает воздух, после чего срабатывает автоматическая защита. Если подобное явление начинает проявляться с заметной периодичностью — это верный признак снижения производительности скважины. Каковы же причины? Именно в этом мы и попробуем разобраться в нашей статье.
Многие ошибочно винят в снижении производительности насос. В некоторых случаях такие подозрения действительно не беспочвенны, но говорить о снижении производительности скважинного насоса со стопроцентной уверенностью можно лишь в том случае, если вы полностью убедились в исправности всех остальных элементов водопроводного оборудования.
Для удобства принято разделять причины падения производительности скважин на три группы:
- Причины, не зависящие от режима эксплуатации скважины и её конструкции.
- Причины непосредственно связанные с конструкцией скважины.
- Причины, вызванные неправильной эксплуатацией оборудования.
Остановимся поподробнее на каждой из этих групп.
Причины снижения производительности скважины, не зависящие от режима её эксплуатации
В Санкт-Петербурге, как и в большинстве других российских городов, для водоснабжения частных объектов часто прибегают к использованию скважин. Водоносные горизонты, широко представленные трещиноватыми водоносными известняками или водонасыщенными песками вполне способны обеспечить потребности в воде частного дома или даже небольшого предприятия. С целью реализации такой идеи производятся геологические изыскания, арендуется инструмент для бурения скважин, производятся все необходимые работы, после чего клиент получает постоянный доступ к водоносному горизонту. Стоит заметить, что конструкции скважин, как и способы оборудования их водоприёмных частей, могут существенно отличаться в зависимости от гидрогеологических параметров водоносных горизонтов. Так, к примеру, горизонты, сформированные из песков, залегают не слишком глубоко под поверхностью, поэтому буровой установке легко до них добраться. По своему гидравлическому состоянию они являются малонапорными. Что касается уровня воды, то в таких скважинах он обычно сильно колеблется и зависит от множества факторов.
Верховодка и грунтовые воды пополняют свои запасы преимущественно за счёт осадков, а дренируются они, как правило, в реки. Отсюда следует, что какого-то одного уровня воды для таких скважин попросту не существует: он будет зависеть от количества выпавшего зимой снега и от обильности летних дождей. При этом если скважина расположена неподалёку от реки или какого-либо другого водоёма, она в значительно меньшей степени будет зависеть от количества выпавших сезонных осадков, так как даже значительный расход воды сможет компенсироваться расположенным поблизости водоёмом.
Прежде чем арендовать буровую установку и доставлять её на участок, выясните, нет ли поблизости других скважин. Дело в том, что близкорасположенные водоносные скважины могут оказывать влияние друг на друга, если они пробурены на один горизонт. Для определения степени этого влияния могут потребоваться полноценные геологические изыскания. Если возможности осуществить их нет, необходимо учитывать хотя бы следующие параметры:
- количество выкачиваемой из скважины воды;
- направление тока грунтовых вод и расположение скважин по отношению к ним;
- расстояние между скважинами.
Если две скважины установлены неподалёку одна от другой, то наибольшее влияние на производительность одной будет оказывать количество воды, выкачиваемое из другой. Каким бы качественным не был инструмент для бурения скважин, которым производились работы, и каким бы современным не было водозаборное оборудование, смонтированное на скважине, её продуктивность будет падать, как только дебит в другой ближайшей скважине станет существенным. Уровень воды ощутимо снизится, прямым следствием чего будет являться снижение производительности.
Изменение атмосферного давления — ещё один фактор, влияющий на колебание уровня грунтовых вод. Амплитуда колебаний может составлять один метр. Кроме того, влияние на уровень воды может оказывать также изменение гидрогеологических условий, например, повышение нагрузки в тех или иных областях грунта.
Если бурение производилось в известняках, а весь инструмент для бурения скважин был правильно подобран и грамотно использовался, то образованные скважины, как правило, оказываются достаточно производительными. Это связано с тем, что уровень воды в таких случаях пролегает выше отметки, с которой будет осуществляться забор воды, а потому водоносный горизонт является напорным. Да и запасы у таких горизонтов зачастую существенно выше, чем у грунтовых вод, а потому изменения в питании сказываются на них незначительно. Но при этом существенное влияние может оказать другая скважина с большим отбором воды, располагающаяся поблизости.
Наиболее часто падение дебита скважины вследствие колебания уровня грунтовых вод наблюдается при использовании всасывающих насосов поверхностного типа. Как правило, падение уровня воды ниже 7-8 метров делает применение таких водоподъёмников не просто затруднительным, а вовсе недопустимым.
Причины падения производительности скважины, связанные с организацией её водоприёмной части
После того как оборудование для бурения скважин закончило свою работу, производится установка водоприёмной части. Если эта часть будет находиться в слое песка, то в обязательном порядке следует оснастить её фильтром сетчатого типа. Данный фильтр представляет собой каркас, обтянутый сеткой. Ячейки сетки должны быть такого размера, чтобы они не позволяли песку поступать внутрь скважины, и от выбора такой сетки зависит очень многое. Неправильный выбор фильтра со временем приводит к существенному снижению производительности скважины. Если размер ячеек решётки будет слишком большим, это приведёт к засорению фильтра и снижению количества всасываемой воды, если же выбрать решётку с ячейками слишком мелкого размера, возможно их перекрытие крупными песчаными частицами.
Поступление песка вместе с водой в песчаных скважинах зачастую может быть связано с нарушением целостности сетки фильтра. Наиболее часто встречающейся причиной разрыва сетки является коррозия. Далее следует износ проволоки в результате трения о них проникающих частиц. Нередки случаи повреждения сетки в ходе спуска фильтровой колонны. Считается, что такой дефект не поддаётся ремонту.
Обычно после того как буровая установка сделала свою работу в обводненных известняках, ствол оставляют открытым, а стенки скважины не закрывают фильтром. В неустойчивых породах, а также в сильнотрещиноватых грунтах рекомендуют применять трубчатый фильтр, представляющий собой трубы с щелевой либо круглой перфорацией.
Если ствол скважины остаётся открытым, всегда остаётся небольшая вероятность обрушения стенок. Обломки породы могут осыпаться и создавать пробки, которые способны сильно уменьшить водопроницаемость скважины. В связи с этим дебит скважины имеет прямую зависимость от размеров её полости, осуществляющей забор воды с водоносного горизонта.
Причины падения производительности скважины, вызванные её неправильной эксплуатацией
При эксплуатации скважины в её отстойнике, расположенном в кармане под фильтром, происходит постоянное накопление вымываемых частиц. Размер и скорость накопления этих частиц напрямую зависит от скорости потока воды в водонасыщенной породе и, соответственно, от скорости фильтрации. Чем выше скорость потока и фильтрации, тем больше частиц увлекается в скважину вместе с потоком. Этот материал постепенно заполняет отстойник, уменьшая таким образом полезный объём водоприёмной полости. Производительность скважины из-за этого может существенно снизиться, а превышение допустимой скорости фильтрации повышает скорость заполнения отстойника до критических значений. Граница контакта сетки с песком нарушается и мелкие частицы начинают проникать внутрь. Отсюда правило: никогда не следует применять погружные насосы, мощность которых не соответствует дебиту скважины. В таких случаях желание поднять производительность нередко приводит к диаметрально противоположному результату.
Как видим, производительность скважины зависит не только от буровой установки и качества выполнения буровых работ, но и от правильности эксплуатации самой скважины. Если хотя бы один из перечисленных в статье факторов имеет место, постарайтесь сделать всё возможное, чтобы исключить его.
www.anker-pk.ru
8 Причины снижения продуктивности скважин в процессе эксплуатации. Методы воздействия на прискважинную часть пласта
При закачивании скважин бурением призабойная зона последних часто загрязняется отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению естественной проницаемости пород.
В процессе эксплуатации скважин призабойные зоны их могут закупориваться отложениями парафина и смол, что также снижает приток нефти и газа в скважины.
Проницаемость призабойных зон, а, следовательно, и условия притока нефти и газа к скважинам улучшают за счет искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления смол, парафина и грязи, осевших на стенках поровых каналов.
По характеру воздействия на призабойную зону методы улучшения ее проницаемости можно разделить на три основные группы: химические, механические, тепловые. Иногда наилучшие результаты дает комбинированное или последовательное применение этих методов.
Химические методы воздействия целесообразно применять только в тех случаях, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗС, как например, соли или железистые отложения и др. Типичным методом воздействия является простая кислотная обработка.
Обработка скважин соляной кислотой нашла наиболее широкое распространение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны и часто встречающихся благоприятных для ее применения пластовых условий. Однако в кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовать не растворимые в растворе нейтрализованой кислоты осадки. Выпадение этих осадков в порах пласта снижает проницаемость ПЗС.
Рисунок 9 - Насосный агрегат для кислотных обработок Азинмаш - 30А
Обработка скважин соляной кислотой нашла наиболее широкое распространение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны и часто встречающихся благоприятных для ее применения пластовых условий. Однако в кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовать не растворимые в растворе нейтрализованой кислоты осадки. Выпадение этих осадков в порах пласта снижает проницаемость ПЗС.
Механические методы воздействия эффективны в твердых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удаленные части пласта. К этому виду воздействия относится ГРП.
Гидроразрыв пласта всегда предпочтительно делать через обсадную колонну, если ее состояние, герметичность и прочность позволяют создать на забое скважины необходимые давления.
Потери давления на трение при закачке жидкостей через обсадную колонну малы, по сравнению с потерями при закачке через НКТ, поэтому при данном давлении на устье скважины можно получить более высокое давление на забое.
1 - обсадная колонна; 2 - насосно-компрессорные трубы; 3 - скважинные манометры; 4 - якорь; 5 - пакер; 6 - продуктивный пласт; 7 - хвостовик для опоры на забой
Рисунок 10 - Схема оборудования забоя скважины для ГРП
Тепловые методы целесообразны только в тех случаях, когда в ПЗС произошло отложение твердых или очень вязких углеводородов, таких как парафина, смол, асфальтенов, а также и при фильтрации вязкой нефти. К этому виду воздействия относятся прогревы ПЗС глубинным электронагревателем, паром или другими теплоносителями.
Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в карбонатных породах, в песчаниках, скрепленных карбонатными цементирующими веществами.
studfile.net
Снижение - продуктивность - скважина
Снижение - продуктивность - скважина
Cтраница 3
Кроме того, из приведенных данных следует, что снижение продуктивности скважин происходит s асповпсг. [31]
Падение пластового давления в залежах в большинстве случаев вызывает снижение продуктивности скважин при рабочих депрессиях. Это приводит к необходимости вести большой объем дополнительного эксплуатационного бурения, что весьма сложно в труднодоступных районах. Опережающее эксплуатационное бурение не всегда оправдано в случае проявления активного водонапорного режима и при малой изученности эксплуатационных объектов, так как может привести к заложению скважин в зонах, отбор из которых будет затруднен при избирательном обводнении залежи. Одним из факторов, обусловливающих уменьшение продуктивности скважин, является уменьшение проницаемости пластов с падением давления, что наиболее существенно для пластов, проницаемость которых низка при начальном давлении. В пластах с глинистым цементом проницаемость может уменьшаться в 10 раз и более. [32]
Однако расчеты, в первую очередь по оценке степени снижения продуктивности скважин при применении заводнения, показывают, что фонтанный способ эксплуатации не позволяет обеспечить требуемый уровень добычи, и поэтому его применение не обосновано. [33]
В отличие от повторных солянокислотных обработок пласта, которые проводят по мере снижения продуктивности скважин, многократная кислотная обработка представляет собой серию обработок пласта, объединенных одной программой. При этом предусматриваются закачка кислоты, ожидание времени реагирования, очистка призабойной зоны от продуктов реакции, дренаж пласта, а затем неоднократное повторение всех этих процессов - два, три раза в зависимости от геолого-технических условий и эффективности процесса. [34]
Это приводит к серьезным осложнениям, снижению качества проведения работ, повышению стоимости и снижению продуктивности скважин. Примеров этому в промысловой практике достаточно. [35]
При селективном способе применение любого тампонирующего агента ( включая и неселективный) обеспечивает ограничение водопритока без снижения продуктивности скважины по углеводородам. [36]
Сжимаемость трещин пор сложных коллекторов происходит также в процессе разработки залежи и может явиться серьезной причиной снижения продуктивности скважин. [37]
Фильтры должны иметь наружный диаметр как можно ближе к диаметру забоя, чтобы предотвратить оплывание пласта и снижение продуктивности скважины. Вследствие этого забой не следует расширять до большого диаметра. [38]
Таким образом, время воздействия на пласт столба бурового раствора является существенным фактором загрязнения призабойной зоны и снижения продуктивности скважин. [39]
V, показателя неоднородности г, фактической долговечности скважины 7 с, возможно, еще и коэффициента снижения продуктивности скважины при снижении ее забойного давления ниже давления насыщения ссл при Рс Рнас. [40]
Когда разбуриваются естественно трещиноватые плотные продуктивные пласты, поглощение часто рассматривается как серьезное осложнение, приводящее к снижению продуктивности скважины. [41]
При закачке диоксида углерода в призабойной зоне скважин возможно выпадение высокомолекулярных фракций нефти, что приводит к снижению продуктивности скважин. Во время периода выдержки углеводород растворяет выпавший твердый осадок, улучшая приток пластовой нефти к скважине. [42]
Следовательно, для каждого трещинно-порового продуктивного коллектора можно определить депрессию, превышение которой ведет к смыканию трещин и снижению продуктивности скважины. [43]
Одной из причин низкой эффективности геолого-технических мероприятий ( ГТМ), направленных на интенсификацию добычи нефти, является непонимание причин снижения продуктивности скважин. [44]
Перед назначением восстановительного ремонта должны приниматься все меры для восстановления работы скважины без проведения ремонта, а также устанавливаться причины снижения продуктивности скважины. [45]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
Снижение - производительность - скважина
Снижение - производительность - скважина
Cтраница 1
Снижение производительности скважин и их малодебитность может быть обусловлена естественными факторами ( низкая проницаемость пород, Малая толщина пласта и высокая вязкость нефти) и искусственными, связанными с загрязнением ПЗП в процессе бурения и эксплуатации. [1]
Снижение производительности скважины производится с целью сокращения скорости фильтрации жидкостей в пласте. [2]
Снижение производительности скважин, эксплуатируемых с песчаной пробкой, является результатом уменьшения площади фильтрации и увеличения дополнительного сопротивления. Величина этого сопротивления зависит от фильтрационных свойств пробки, фильтрационных параметров пласта ( анизотропии пласта), расчлененнности пласта, неоднородности по площади и разрезу, а также величины области перекрывания пласта пробкой. [3]
Снижение производительности скважин может повлечь глушение их холодной водой. Причиной этому может служить образование АСП в ПЗП. Такое же явление возможно при промывке холодным буровым раствором ПЗП. На месторождениях с парафинистой нефтью образование монолитных поверхностных слоев может привести к значительному снижению дебита и даже полной закупорке перового пространства пласта. Поэтому важно на стадии освоения скважины достоверно оценить размеры области выпадения углеводородов с целью выбрать оптимальный способ вторичного вскрытия пласта и метода освоения скважины, величины депрессий, необходимых для вызова притока из пласта, а также методов интенсификации притока. [4]
Наряду со снижением производительности скважин по мере обводнения добываемой продукции большое влияние на текущую добычу, а также на нефтеотдачу имеет состояние пр-иза-бойной зоны пласта. Так, лабораторными работами, проведенными Е. М. Выгодским [22], установлено, что при фильтрации через породу глинистого раствора образуется глинистая корка, которая может снизить проницаемость до нуля. Ефремова и Л. И. Шарафутдиновой [34] в НГДУ Чекмагушнефть установлено увеличение коэффициента продуктивности скважин Манчаровского месторождения за первые 2 - 4 года эксплуатации до 2 5 - 3 раз. [5]
На заключительном этапе отмечается снижение производительности скважин из-за возникновения дополнительных фильтрационных сопротивлений вследствие образования в пласте больших объемов высоковязкой эмульсии. Из данных по исследованию скважин до и после закачки реагента СНПХ-92 следует, что при одинаковых давлениях нагнетания происходит увеличение приемистости скважин после закачки КМЭ от 1 2 ( скв. Причем наиболее значительное ( в 3 - 4 раза) возрастание приемистости наблюдается по скважинам с высокой первоначальной производительностью ( скв. [7]
Указанные опытные данные характеризуют снижение производительности скважин на 28 опытных кустах. [8]
Из приведенных материалов анализа причин снижения производительности скважин видно, что малодебитность может быть обусловлена естественными факторами ( низкая проницаемость пород, малая толщина пласта и высокая вязкость нефти) и искусственными, связанными с загрязнением ПЗП в процессе бурения и эксплуатации. [9]
Из приведенных материалов анализа причин снижения производительности скважин видно, что малодебитность может был обусловлена естественными факторами ( низкая проницаемость пород, малая толщина пласта и высокая вязкость нефти) и искусственными, связанными с загрязнением ПЗП в процессе буре ния и эксплуатации. [10]
Суммарный прирост добычи находят путем сопоставления кривой снижения производительности скважины без обработки с фактической кривой добычи нефти после обработки. [12]
В процессе эксплуатации газоконденсатных месторождений одной из причин снижения производительности скважин является выпадение, накопление и частичный вынос конденсата в призабойной зоне пласта. Выпадение конденсата обусловлено снижением пластового давления ниже давления начала конденсации, вследствие чего ухудшаются фильтрационные характеристики пласта. [13]
В процессе эксплуатации газоконденсатных месторождений одной из основных причин снижения производительности скважин является выпадение и накопле
www.ngpedia.ru
Обоснование потребности в проведении промысловых исследований при эксплуатации скважин с забойным давлением ниже давления насыщения в условиях Чинаревского нефтегазоконденсатного месторождения
В связи со слабой изученностью влияния снижения забойного давления ниже давления насыщения на работу добывающих скважин и пластов необходимо проводить комплексные промысловые исследования, что, в последующем, позволит качественно проводить контроль и управлять за процессом разработки месторождения, в целом.
Ключевые слова: коэффициент продуктивности, призабойная зона пласта, фильтрационно-емкостные свойства, продуктивность, забойное давление, давление насыщение.
Основанием для проведения промысловых исследований явилось то, что продуктивные горизонты турнейского яруса разрабатываются на режиме истощения без поддержания пластового давления по причине отставания ввода нагнетательных скважин под закачку. В процессе эксплуатации, наблюдалось снижение устьевых давлений и дебитов, что, в основном, было связано с падением пластового давления. Для поддержания дебитов скважин и добычи нефти на относительно стабильном уровне в фонтанных скважинах подключали газовые интервалы и переводили на внутрискважинный газлифт, скважины эксплуатировали при требуемых депрессиях, и проводили мероприятия по интенсификации притока. При эксплуатации скважин с падением пластового давления для обеспечения планируемых дебитов забойные давления снижались ниже давления насыщения, и по результатам исследований МУО, проведенных в скважине 30, было установлено, что имеет место снижения коэффициента продуктивности. В связи со слабой изученностью влияния снижения забойного давления ниже давления насыщения на работу добывающих скважин и пластов необходимо проводить комплексные промысловые исследования, что, в последующем, позволит качественно проводить контроль и управлять за процессом разработки месторождения, в целом. [1]
Коэффициент продуктивности и причины, способствующие его снижению коэффициентом продуктивности добывающей скважины понимается отношение ее дебита к перепаду между пластовым и забойным давлением, соответствующими этому дебиту. В процессе бурения, освоения и эксплуатации добывающих скважин происходит снижение продуктивности [2] вследствие ухудшения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) в околоскважинной или призабойной зоне скважин (ПЗС).
Под ПЗС понимается определенный объем пласта, вскрытый данной скважиной и примыкающий к ней, в котором потери энергии на движение флюида существенны. Размеры этой зоны определяются радиусом, отсчитываемым от оси скважины, а ее физические характеристики, такие как коэффициент проницаемости, подвижности, проводимости, пьезопроводности и др., обусловлены не только фильтрационно-емкостными параметрами коллектора, но и процессами, протекающими в ней, начиная от первичного вскрытия. При эксплуатации скважины состояние призабойной зоны постоянно изменяется не только вследствие природных явлений, но и за счет целенаправленной деятельности человека, предусматривающей увеличение дебитов добывающих скважин или приемистости нагнетательных, что связано с решением сложных задач интенсификации выработки запасов.
Состояние ПЗС оказывает существенное влияние на гидродинамику всего пласта и продуктивность скважин и имеет определяющее значение, так как ее физические свойства иногда существенно изменены по сравнению с удаленной зоной пласта.
Исследованиями техногенных процессов, протекающих в пласте, занимались многие ученые: Горбунов А. Т., Кондратюк А. Т., Ибрагимов Л. Х., Михайлов Н. Н., Мищенко И. Т. и другие.
При большом многообразии прискважинных процессов, имеется определенная общность механизма ухудшения фильтрационных свойств пласта. Основной механизм поражения пласта в прискважинной области — это блокировка части внутрипорового пространства твердыми частицами и флюидами и деформация скелета пористой среды под действием депрессии в призабойной зоне добывающих скважин. Указанный механизм ухудшения фильтрационных свойств пласта лежит в основе снижения проницаемости системы и оказывает существенное влияние на добывные возможности скважин.
В условиях эксплуатации скважин при снижении давления, параметры призабойной зоны можно оценить на основе лабораторных, гидродинамических и геофизических исследований.
Достаточный полный учет техногенных процессов позволит повысить надежность оценки показателей разработки при прогнозировании извлекаемых запасов и обосновании технологий интенсификации добычи нефти и повышении нефтеотдачи пластов.
В. Д. Лысенко в работе [3] кратко изложена суть научных публикаций, посвященных зависимости коэффициента продуктивности скважин от забойного давления, установленной по результатам промысловых исследований.
По данным исследований методом установившихся отборов (МУО) многих добывающих скважин на Ромашкинском нефтяном месторождении и других месторождений в Татарии, на нефтяных месторождениях в Башкирии, и на нефтяном месторождении Узень в Казахстане была выявлена четкая зависимость снижения коэффициента продуктивности по нефти от снижения забойного давления ниже давления насыщения, причем степень снижения коэффициента продуктивности, наблюдавшаяся по скважинам месторождения Узень, оказалась в пять раз выше, чем по скважинам Ромашкинского месторождения.
Снижение коэффициента продуктивности по нефти происходило за недели и месяцы, поэтому для обнаружения этого явления необходимо проводить исследования добывающих скважин по методу установившихся отборов в течение довольно продолжительного времени, и необходимо учесть в технологии проведения исследований.
По аналогии со временем восстановления (установления) давления на забое скважины существует время восстановления (у становления) коэффициента продуктивности скважины при заданном забойном давлении, причем время восстановления продуктивности превышает время восстановления давления.
Снижение продуктивности по нефти связано с ее разгазированием — с выделением из жидкости (из нефти) газообразных и твердых частиц, с нарушением первоначальных пластовых условий и выпадением из пластовой воды солей. На месторождении Узень (Г. Р. Требиным и другими) в период широкого распространения режима истощения было установлено, что при разгазировании нефти происходило незначительное снижение ее парафиносодержания, однако постепенно осадок парафина накапливался в пластах вблизи забоев добывающих скважин и резко снижал их продуктивность. [4]
С энергетической точки зрения существует вполне определенное забойное давление ниже давления насыщения, при котором достигается максимальный дебит нефти. Отклонение забойного давления в ту или иную сторону от его рациональной величины приводит к снижению дебита нефти.
Величина рационального забойного давления прямо связана с конкретной величиной — коэффициентом снижения продуктивности.
При забойном давлении ниже давления насыщения Рзабнас коэффициент продуктивности ниже той величины о
при Рнас > Рзаб,
где о и в , Рнас и Рзаб в ат, в 1/ат
Отсюда получается формула коэффициента снижения продуктивности:
.
Для девонских пластов Ромашкинского нефтяного месторождения этот коэффициент оказался равным = 0,007 1/ат, а для продуктивных пластов месторождения Узень равным 0,035 1/ат, т. е. в пять раз больше или в пять раз хуже.
По фактическим данным по большому числу скважин месторождения Узень было установлено очень важное обстоятельство: процесс изменения коэффициента продуктивности скважины при изменении ее забойного давления является обратимым — идет как в прямом, так и в обратном направлении — после снижения коэффициента продуктивности при снижении забойного давления может быть его повышение при соответствующем повышении забойного давления. Отличие (несовпадение) прямого и обратного ходов процесса (явление гестерезиса) не наблюдалось, что, вероятно было обусловлено тем, что рассмотренные факты были, в основном, не из первого цикла снижения-повышения, а из последующих циклов снижения-повышения.
По фактическим данным по многим скважинам месторождения Узень были выявлены экстремальные точки с максимальным дебитом нефти и последующее их снижение, несмотря на снижение забойного давления ниже давления насыщения и увеличение депрессии. Это происходило потому, что для увеличения дебита нефти увеличивали расчетную производительность глубинных насосов, однако происходило не увеличение, а наоборот, уменьшение дебита нефти. Глубинные насосы работают очень жестко, и в первое время их дебит нефти действительно увеличивался, но затем постепенно коэффициент продуктивности снижался и снижался дебит нефти. Процесс катастрофического падения дебита нефти только потому не доходил до своего предела, что ухудшалась работа самих глубинных насосов (выделившийся из нефти газ снижает их коэффициент наполнения) и увеличивалась обводненность отбираемой жидкости.
При обводнении добывающих скважин по мере увеличения обводненности отбираемой жидкости затруднялось определение снижения коэффициентов продуктивности по нефти. Это было связано с неточностью определения обводненности жидкости. Чем выше обводненность жидкости, тем меньше коэффициент продуктивности по нефти влияет на коэффициент продуктивности по жидкости, тем труднее по изменению дебита жидкости судить об изменении дебита по нефти. При определенной (обычно очень большой) обводненности жидкости экстремальная точка максимального дебита жидкости оказывалась недостижимой, поскольку экстремальная величина забойного давления снижалась до нуля и ниже.
По обводняющимся добывающим скважинам при снижении забойного давления ниже давления насыщения происходило снижение коэффициента продуктивности по нефти, но коэффициент продуктивности по воде оставался неизменным, соответственно происходило искусственное (не связанное с выработкой запасов нефти) увеличение обводненности добываемой нефти.
Поэтому с увеличением обводненности при определении рационального снижения забойного давления добывающих скважин необходимо точно определять обводненность жидкости и судить по дебиту нефти, искать экстремальную точку с максимальным дебитом нефти.
Исходя из вышеизложенного, следует, что по добывающим скважинам для установления рациональных дебитов нефти и рациональных забойных давлений необходимо учитывать закономерность снижения коэффициента продуктивности при снижении забойного давления ниже давления насыщения в условиях данного месторождения.
Литература:
- Технологическая схема разработки нефтяных залежей месторождения Чинаревское. АО «НИПИнефтегаз». Актау/Уральск, 2008.- 61 с.
- Мищенко И. Т. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. /И. Т. Мищенко, Т. Б. Бравичева, А. И. Ермолаев. — М.: ФГУП Из-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2005г.-220 с.
- Лысенко В. Д. Разработка нефтяных месторождений (теория и практика). / В. Д. Лысенко // Москва.: Недра, 1996. — 303 с.
- Закиров. А. А. Особенности изменения параметров пласта и пластовых флюидов в зависимости от динамики пластового давления / А. А. Закиров // АК «Узгеобурнефтегаздобыча», Нефтепромысловое дело 6/2005. — 242 с.
Основные термины (генерируются автоматически): забойное давление, давление насыщения, коэффициент продуктивности, скважина, обводненность жидкости, снижение коэффициента продуктивности, нефтяное месторождение, пластовое давление, призабойная зона, максимальный дебит нефти.
moluch.ru
