Анализ - скважина
Cтраница 1
Анализ скважин, пробуренных в 1965 г. и первой половине 1966 г., показал, что на проработки стволов скважины затрачивается в среднем 18 6 - 27 5 % времени механического бурения, а продолжительность промывки скважин вместе с проработками стволов составляет более 60 % времени механического бурения. В связи с этим Гипротюменнефтегазом были проведены лабораторные исследования и промышленные испытания по определению необходимых химических реагентов для обработки промывочных растворов и выявлению наиболее рациональных интервалов введения их в промывочные растворы. [1]
Из выбранных для анализа скважин 25 расположены на Восточно-Сулеевской площади, 15 - Алькеевской, 15 - Азнакаевской, 17 - Абд-рахмановской, 6 - Чишминской, 1 - Ташлиярской, 8 - Зеленогорской, 5 - Зай-Каратаевской, 5 - Южно-Ромашкинской, 4 - на Западно-Ле - ниногорекой площадях На некоторых скважинах ликвидацию зако-лонной циркуляции проводили неоднократно. [2]
Исходя из этого, произведем анализ скважин, данные по которым приведены в табл. 83 с учетом искажений в получаемой промысловой информации. Определим, как ошибки в измерениях могут повлиять на стоимостные показатели бурения скважин и выбор лучшего решения. [3]
Для оценки результатов внедрения нами проведен анализ скважин АО Татнефть, вскрывших бурением терригенные коллекторы. [4]
Как и в предыдущих рабо-зовано среднее изменение температуры по причем рассмотрен установившийся тепловой щят анализ скважин, в которых наблюдались оявления и нарушения герметичности обсадных: се эксплуатации. Выполнена количественная осевых усилий, которые могли возникнуть в жинах и воздействовать на незацементированных колонн. [5]
 |
Зависимость отношения фактического коэффициента продуктивности к потенциальному от степени превышения давления столба бурового раствора Р над пластовым давлением Рпл. [6] |
В связи с тем, что фактический коэффициент продуктивности скважин составляет не более 25 - 30 % от потенциального, был проведен анализ скважин, пробуренных в последние годы на Абдрахма-новской площади, по комплексу параметров, включающих: плотность глинистого раствора, давление столба-бурового раствора на вскрываемый пласт, пластовое давление по пластам на момент вскрытия, пластовое давление по пластам в данной и окружающей скважинам, коллекторские свойства вскрываемых пластов, коэффициент продуктивности по пластам. [7]
При вычислении значений корректирующего коэффициента группы отключаемых скважин формируются не случайно, а на основании значений себестоимости добычи нефти из одной скважины. Сначала включенные в анализ скважины ранжируются по величине себестоимости добычи нефти на одну скважину, а затем мелкими группами ( по 5 - 15 скважин) исключаются из эксплуатационного фонда, начиная с группы, имеющей наибольшую себестоимость. [8]
Межколонные давления зафиксированы во многих эксплуатационных скважинах. Их связывают с геометрией скважин. Анализ скважин на межколонное давление в нефтегазободывающих управлениях показывает, что в 30 % случаев газ проходит в затрубное пространство с различной интенсивностью через резьбы. Большинство пропусков газа расположено в интервале 0 - 300 м, т.е. там, где отсутствует цементное кольцо или оно низкого качества. Также было установлено, что пропуски газа через резьбовые соединения труб зависят не столько от угла наклона, сколько от интенсивности набора кривизны. [9]
К интересному выводу приводит выполненная А. В. Лен-чевским оценка эффективности вытеснения нефти раствором ПАВ ОП-10 по удельной добыче нефти в интервалах обводненности. Под удельной добычей нефти подразумевается накопленная добыча нефти на 1 м нефтенасыщенной толщины перфорированных пластов. Исследование по данной методике проведено по скважинам в пределах основных 1 опытного и 1 контрольного участков, эксплуатирующим только основной объект разработки - верхние пласты Ci-Cv. Из рассмотрения исключены скважины, в которых верхние пласты эксплуатируются совместно с нижним пластом Суь разрабатываемым при естественном упруговодо-напорном режиме. В то же время суммарная накопленная добыча нефти из включенных в анализ скважин составляет 96 % от суммарной добычи нефти по участку. По контрольному участку в анализе участвовало 45 скважин ( 58 %) от фонда участка. Суммарный отбор нефти по включенным в анализ скважинам контрольного участка составляет 70 % от отбора по участку. При этом на долю невключенных в анализ скважин с работающим VI пластом ( 18 скважин) приходится 18 9 % всей добычи нефти по участку и на остальные невключенные в анализ скважины ( 15 скв. Таким образом, включенный в анализ фонд добывающих скважин достаточно представителен для характеристики состояния разработки участков. [10]
Применяемые буровыми предприятиями мероприятия в настоящее время не всегда гарантируют качественного крепления скважин и разобщения пластов. С целью конкретизации источника и причин обводнения скважин проведен анализ промыслового материала по скважинам месторождений ОАО Татнефть и ПО Удмуртнефть. За последние пять лет в среднем на 10 % скважин ОАО Татнефть обнаружен технологический брак при креплении, из них 5 6 % - скважины с прорывом вод при освоении. Основной причиной прорыва вод при освоении является заколонная циркуляция жидкости вследствие отсутствия или нарушения контактных зон цементного камня. В результате анализа скважин ПО Удмуртнефть получено, что наиболее высокий темп обводнения и наименьший безводный период эксплуатации составляет в скважинах, продуктивный горизонт которых сложен карбонатами. В процессе освоения обводнение наблюдается в 5 - 7 % скважин. [11]
К интересному выводу приводит выполненная А. В. Лен-чевским оценка эффективности вытеснения нефти раствором ПАВ ОП-10 по удельной добыче нефти в интервалах обводненности. Под удельной добычей нефти подразумевается накопленная добыча нефти на 1 м нефтенасыщенной толщины перфорированных пластов. Исследование по данной методике проведено по скважинам в пределах основных 1 опытного и 1 контрольного участков, эксплуатирующим только основной объект разработки - верхние пласты Ci-Cv. Из рассмотрения исключены скважины, в которых верхние пласты эксплуатируются совместно с нижним пластом Суь разрабатываемым при естественном упруговодо-напорном режиме. В то же время суммарная накопленная добыча нефти из включенных в анализ скважин составляет 96 % от суммарной добычи нефти по участку. По контрольному участку в анализе участвовало 45 скважин ( 58 %) от фонда участка. Суммарный отбор нефти по включенным в анализ скважинам контрольного участка составляет 70 % от отбора по участку. При этом на долю невключенных в анализ скважин с работающим VI пластом ( 18 скважин) приходится 18 9 % всей добычи нефти по участку и на остальные невключенные в анализ скважины ( 15 скв. Таким образом, включенный в анализ фонд добывающих скважин достаточно представителен для характеристики состояния разработки участков. [12]
К интересному выводу приводит выполненная А. В. Лен-чевским оценка эффективности вытеснения нефти раствором ПАВ ОП-10 по удельной добыче нефти в интервалах обводненности. Под удельной добычей нефти подразумевается накопленная добыча нефти на 1 м нефтенасыщенной толщины перфорированных пластов. Исследование по данной методике проведено по скважинам в пределах основных 1 опытного и 1 контрольного участков, эксплуатирующим только основной объект разработки - верхние пласты Ci-Cv. Из рассмотрения исключены скважины, в которых верхние пласты эксплуатируются совместно с нижним пластом Суь разрабатываемым при естественном упруговодо-напорном режиме. В то же время суммарная накопленная добыча нефти из включенных в анализ скважин составляет 96 % от суммарной добычи нефти по участку. По контрольному участку в анализе участвовало 45 скважин ( 58 %) от фонда участка. Суммарный отбор нефти по включенным в анализ скважинам контрольного участка составляет 70 % от отбора по участку. При этом на долю невключенных в анализ скважин с работающим VI пластом ( 18 скважин) приходится 18 9 % всей добычи нефти по участку и на остальные невключенные в анализ скважины ( 15 скв. Таким образом, включенный в анализ фонд добывающих скважин достаточно представителен для характеристики состояния разработки участков. [13]
Бавлинского месторождения, как наиболее длительно и интенсивно разрабатываемой по сравнению с другими залежами. Поэтому по ней получены наиболее существенные выводы о характере заводнения коллекторов, состоянии выработки запасов и достигнутом коэффициенте нефтеотдачи. В табл. 4.15 представлена характеристика выработки запасов по объектам с различной степенью интенсивности и продолжительности процессов заводнения. Распределение отобранного количества нефти между объектами проведено с использованием данных о состоянии заводнения коллекторов и величине их заводненных объемов. При этом в целом были подтверждены полученные в ранее выполненных проектных работах выводы об опережающей выработке запасов песчаных коллекторов и результаты расчетов по определению величины коэффициента вытеснения в пределах заводненной зоны. По большинству скважин было установлено, что процессам заводнения подвержены лишь песчаные коллекторы. Данные о фактах заводнения алевролитов практически единичны и они отмечаются лишь на участках непосредственной близости зоны нагнетания. Например, в пределах частично заводненной зоны расположены скважины, продуктивная часть которых кроме песчаников представлена алевролитами. Это позволяет рассматривать его в виде самостоятельного объекта разработки, но при наличии в разрезе мощной пачки высокопродуктивного коллектора выработка его, как показывает практика исследований, может значительно отставать или вообще не происходить. Так, в результате анализа скважин, в которых был перфорирован только этот пропласток ( около 20 скважин), фактов заводнения при отборе 11 8 % балансовых запасов пропластка установлено не было. [14]
Бавлинского месторождения, как наиболее длительно и интенсивно разрабатываемой по сравнению с другими залежами. Поэтому по ней получены наиболее существенные выводы о характере заводнения коллекторов, состоянии выработки запасов и достигнутом коэффициенте нефтеотдачи. В табл. 4.15 представлена характеристика выработки запасов по объектам с различной степенью интенсивности и продолжительности процессов заводнения. Распределение отобранного количества нефти между объектами проведено с использованием данных о состоянии заводнения коллекторов и величине их заводненных объемов. При этом в целом были подтверждены полученные в ранее выполненных проектных работах выводы об опережающей выработке запасов песчаных коллекторов и результаты расчетов по определению величины коэффициента вытеснения в пределах заводненной зоны. По основной залежи горизонта Д1 процессом заводнения охвачено 96 8 % начальных запасов нефти, отобрано 56 0 % начальных балансовых и 96 0 % извлекаемых запасов объекта. По большинству скважин было установлено, что процессам заводнения подвержены лишь песчаные коллекторы. Данные о фактах заводнения алевролитов практически единичны и они отмечаются лишь на участках непосредственной близости зоны нагнетания. Например, в пределах частично заводненной зоны расположены скважины, продуктивная часть которых кроме песчаников представлена алевролитами. Это позволяет рассматривать его в виде самостоятельного объекта разработки, но при наличии в разрезе мощной пачки высокопродуктивного коллектора выработка его, как показывает практика исследований, может значительно отставать или вообще не происходить. Так, в результате анализа скважин, в которых был перфорирован только этот пропласток ( около 20 скважин) г, фактов заводнения при отборе 11 8 % балансовых запасов пропластка установлено не было. [15]
Страницы: 1