Нагнетательная скважина рисунок
Нормализация паронагнетательных скважин подземно-поверхностной системы термошахтной разработки - Нефтесервис
Технологии нормализации скважин
Основной причиной снижения производительности добычных и нагнетательных скважин в процессе их эксплуатации является кольматация скважины в интервале вскрываемого продуктивного пласта. В результате проницаемость околоскважинной части пласта снижается, вызывая уменьшение коэффициент продуктивности или коэффициента приёмистости эксплуатируемой скважины.
При этом под «кольматацией» понимают загрязнение призабойной зоны буровым раствором при вскрытии продуктивного пласта, ухудшение свойств призабойной зоны при цементаже, перфорации продуктивного интервала, набухании глин или вынос песка в объем скважины из пласта в процессе длительной эксплуатации скважины.
В работе рассматривается влияние загрязнения (кольматации) скважины песчано-жидкостной смесью и устранение данного осложнения при помощи парлифтной технологии. Данная проблема проявляется при эксплуатации паронагнетательных скважин при использовании подземно-поверхностной системы разработки Ярегского месторождения [1].
Загрязнение забоя и перфорированной части скважины песчано-жидкостной смесью так же за собой влечет увеличение статического уровня жидкости, при этом уровень жидкости в некоторых случаях поднимается выше перфорации продуктивного интервала, ухудшая или вовсе снижая приемистость паронагнетательной скважины.
Следовательно, для ликвидации проблемы загрязнения паронагнетательных скважин при подземно-поверхностной системе разработки Ярегского месторождения необходимо обеспечить вынос песчано-жидкостной смеси с забоя скважины.
К работам по выносу скважинной жидкости относятся методы освоения скважин:
-
свабирование;
-
компрессирование;
-
тартание;
-
обновление скважинной жидкости;
-
освоение пенными системами;
-
применение глубинных и струйных насосов.
Также для очистки забоев скважин используются специальные устройства УОЗ (устройство очистки забоя), которые обычно применяются при очистке забоев от пропантовых отложений после проведения гидроразрывов пласта.
К методам, обеспечивающим одновременный вынос скважинной жидкости и песка, возможно отнести:
-
компрессирование;
-
обновление скважинной жидкости с последующим тартанием;
-
освоение пенными системами.
При компрессировании [2] приток в скважину получают вследствие снижения уровня жидкости в трубах за счет ее вытеснения газом (рис. 1).
Рисунок 1 - Снижения уровня жидкости в скважине компрессированием
Перед компрессированием в скважину спускают лифт НКТ, в которой установлены на предварительно рассчитанных глубинах пусковые муфты с отверстиями или специальные пусковые клапаны. Подбивают компрессорный агрегат, в затрубное пространство нагнетают инертный газ и снижают уровень жидкости. Когда уровень жидкости в затрубном пространстве достигает уровня размещения пусковой муфты лифта НКТ, происходит резкое падение в затрубном пространстве, а через трубное пространство на поверхности поступает смесь закачиваемого газа со скважинной жидкостью. Давление в затрубе стабилизируется после полного выброса жидкости из трубок, и закачиваемый газ одновременно выходя через пройденную пусковую муфту начинает снова отдавливать жидкость в затрубе до следующей муфты или воронки НКТ.
Метод освоения пенными системами [2] похож по своей технологии на компрессирование. Данный способ заключается в том, что вместо инертного газа в затрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, и это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление. Так же пенные растворы имеют более высокую вязкость и менее подвержены к поглощению в продуктивном перфорированном интервале [3], что позволяет наиболее эффективно выносить песчаник с забоя скважины.
Для освоения к скважине устанавливают передвижной компрессор, насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. При нагнетании газожидкостная смесь движется сверху вниз при непрерывно изменяющихся давлении и температуре.
При закачке газожидкостной смеси на пузырьки газа действует архимедова сила, под действием которой они всплывают в потоке жидкости. Скорость всплытия зависит от размеров газовых пузырьков, вязкости жидкости и разности плотностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплытия. Обычно эта скорость относительно жидкости составляет 0,3- 0,5 м/с.
На данный момент на фонде паронагнетательных скважин НШУ «Яреганефть» применяется метод обновления скважинной жидкости с последующим тартанием.
Однако при применении поверхностно-подземной системы имеется возможность использования насыщенного пара высокого давления для подъема песчано-жидкостной смеси – парлифт, имеющий схожий принцип, как при использовании компрессирования и освоения пенными системами. При этом при смешивании пара высоких температур с водонефтяной эмульсией в скважине образуется паропенный раствор, следовательно, при парлифтном способе возможен вынос смеси с меньшей плотностью, что способствует увеличению полезной работы пара при подъёме скважиной смеси.
Описание метода
Конструкции паронагнетательных скважин нефтешахтных полей НШУ «Яреганефть» представлены обсадной колонной диаметром 168 мм, и длиной порядка 170 м., фильтром-хвостовиком диаметром 114 мм., длиной 30-40 м. Фильтр-хвостовик представляет из себя перфорированную насоснокомпрессорную трубу диаметром 114 мм. Закачка пара в скважину происходит по колонне насоснокомпрессорных труб диаметром 89 мм и спец. пакером посаженным на голову фильтра-хвостовика. Закачка пара в скважины осуществляется при давлении от 15 до 20 атм. Принципиальная схема нагнетательной скважины НШУ «Яреганефть» представлена на рисунке 2.
Рисунок 2 – Принципиальная схема нагнетательной скважины НШУ «Яреганефть»
На данный момент на фонде паронагнетательных скважин НШУ «Яреганефть» применяется классический метод нормализации забоев нагнетательных скважин. Суть применяемого метода заключается в промывке скважин технической водой. В большинстве случаев происходит прямая промывка скважины с поглощением закачиваемой технической воды пластом, тем самым происходит, вымыв песчаника с забоя в призабойную зону скважины, что снижает качество проводимого ремонта и уменьшает время межремонтного периода по очистке забоя скважины. На ряде скважин с низкой приемистостью возможна реализация обратной промывки, техническая вода не поглощается пластом, а по затрубному пространству поднимается на устье скважины, тем самым вымывая песчаник с забоя скважины в промывочную емкость бригады капитального ремонта скважин. После нормализации забоя скважин любым способом промывки происходит отстой жидкости в скважине, в результате чего взвесь песчаника в оставшемся столбе жидкости осаждается на забой скважины. На следующем шаге забой очищается бригадой КРС с помощью механической желонки, в среднем извлекаемый механической желонкой объем составляет всего 30-50 литров песчано-жидкостной смеси. Одним из неблагоприятных факторов также является заводнение призабойной зоны скважины, что в итоге снижает фазовую проницаемость при закачке пара.
Предлагаемый метод очистки забоев паронагнетательных скважин нефтешахтных полей НШУ «Яреганефть» парлифтным способом позволит решить проблему скважин с низкой приемистостью за счет удаления песчано-жидкостной смеси с забоя скважины на поверхность. Принцип предлагаемого метода заключается в подъеме песчано-жидкостной смеси с забоя скважины на поверхность за счет энергии расширения пара. При подъеме жидкость уносит с собой скопившийся на забое скважины песчаник, тем самым достигается двойной эффект – чистка забоя скважины и дренирование от лишней жидкости призабойной зоны скважины.
Чистка забоя и дренирование призабойной зоны скважины производится при помощи дополнительной колонны НКТ диаметром 48 мм. НКТ-48 без демонтажа фонтанной арматуры скважины, через герметизирующее устройство и лубрикаторную задвижку, с помощью автокрана спускается до текущего забоя скважины (рис. 3). К НКТ-48 на устье скважины, подсоединяется пароподающая линия, а буферная задвижка обвязывается на накопительную емкость для сбора поднятой жидкостнопесчаной смеси (схема №1. рис. 3). Далее подается пар с расчетным расходом и запускается процесс очистки забоя скважины.
Рисунок 3 – Принципиальная схема парлифта на нагнетательных скважинах НШУ «Яреганефть»
В ряде случаев, на скважинах с высоким статическим уровнем жидкости, существующего давления закачки пара будет недостаточно для запуска парлифтного процесса. В таких случаях производится поэтапное понижение уровня жидкости в скважине – колонна НКТ-48 спускается не на текущий забой, а на расчетную глубину скважины, с которой пускового давления будет достаточно для запуска парлифтного процесса. После понижения статического уровня жидкости в скважине колонна НКТ-48 углубляется, и таким образом опускается до текущего забоя скважины. В случае удаления всего объема жидкости из скважины при не достижении проектного забоя, производится долив в скважину тех. воды и процесс парлифта запускается вновь. Схема №2 (рис. 3) отличается тем, что подъем песчано-жидкостной смеси осуществляется по спущенной НКТ-48, а подача пара по кольцевому пространству между НКТ-48 и эксплуатационной НКТ-89 мм.
Моделирование парлифтного способа в симуляторе многофазового потока PIPESIM
Моделирование парлифтного способа подъема песчано-жидкостной смеси осуществлялось по исполнению, предложенному во второй схеме (см. рис. 3). Подъем ГСЖ осуществляется по спущенной НКТ-48, а подача пара по кольцевому пространству между НКТ-48 и эксплуатационной НКТ-89 мм.
Для определения возможности подъема песчаной смеси выбрана глубина спуска НКТ-48 равная 199 м. Глубина спуска НКТ-89 составляет 200 метров, в модели скважины НКТ-89 представлена как обсадная колонна. Следовательно, увеличенный объём, созданный между НКТ-48 и фильтром-хвостовиком диаметром 114 мм, пренебрегается в связи программных ограничений PIPESIM. Конструкция скважины представлена на рисунке 4.
Рисунок 4 – Модель парлифтной скважины
Параметры труб НКТ-48 и НКТ-89 мм представлены на рисунке 5.
Рисунок 5 – Параметры труб
Так как спуск НКТ-48 предполагается на максимально возможную глубину, и подача пара производится по кольцевому пространству между НКТ-89, то отметка установки газлифтного клапана принимается на глубине спуска НКТ-48 и на этом же уровне ставится пакер для перекрытия подъема жидкости по кольцевому пространству, пакер «предполагает», что для запуска парлифтного процесса давление нагнетания пара достаточно при любом гидростатическом уровне, так как возможно поэтапное понижение уровня в скважине, описанное в предыдущем разделе. Таким образом достигается максимально приближенная технология парлифта, представленная во второй схеме (см. рис. 3). Установка оборудования представлена на рисунке 6.
Рисунок 6 – Оборудование для парлифта
В симуляторе PIPESIM нет возможности прямого выбора закачки пара при моделировании газлифтной технологии, но имеется возможность приближения используемых для расчетов свойств газового агента к свойствам насыщенного пара. Главными характеристиками газов для расчетов в PIPESIM является плотность, вязкость и температура. Плотность определяется как отношение её величины к плотности воздуха в стандартных условиях, следовательно, относительная плотность пара к воздуху устанавливается на уровне 0,49 д.ед. [4].
В PIPESIM используется единая термобарическая зависимость вязкости для любого газа, но для уточнения значений имеется калибровка вязкости. Для калибровки вязкости пара выбрано табличное значение при давлении 1,55 МПа [5]. При установленном давлении табличное значение температуры 200 °С [5].
Свойства закачиваемого агента, приближенного к насыщенному водяному пару представлены на рисунке 7.
Рисунок 7 – Свойства закачиваемого агента
Описание свойств поднимаемого флюида (песчано-жидкостной смеси) требует установки значений плотности жидкости и вязкости. Плотность жидкости в расчете устанавливалась значениями 1000 кг/м3, 1100 кг/м3, 1200 кг/м3, 1300 кг/м3, 1400 кг/м3, 1700 кг/м3 и 2000 кг/м3. Данные значения обуславливаются необходимостью проведения анализа возможности подъема жидкости при разной концентрации песка, однако пренебрегается процесс оседания песка на забой скважины и расчет ведется с условием, что весь песок находится в взвешенном состоянии по объему скважинной жидкости.
Вязкость пластового флюида, который попадает в скважину, устанавливается либо уже имеющимися корреляциями в PIPESIM, либо используется таблица описывающая зависимость вязкости жидкости от температуры. Следовательно, вязкость жидкости устанавливалась как зависимость вязкости Ярегской нефти от температуры [«Мини-проект разработки шахтного блока 2Т-4 НШ-3 по одногоризонтной системе 2016 год»]. Данная зависимость представлена в таблице 1.
Таблица 1 – Зависимость вязкости от температуры Ярегской нефти
|
Температура, °C |
Вязкость, мПа·с |
Температура, °C |
Вязкость, мПа·с |
Температура, °C |
Вязкость, мПа·с |
|
0,85 |
30000 |
50 |
324 |
100 |
29,5 |
|
5 |
16080 |
55 |
240 |
105 |
24 |
|
10 |
10060 |
60 |
182 |
110 |
19,6 |
|
15 |
6066 |
65 |
140 |
115 |
15,8 |
|
20 |
3420 |
70 |
109 |
120 |
12,8 |
|
25 |
2100 |
75 |
86 |
125 |
10,3 |
|
30 |
1380 |
80 |
69 |
130 |
8,2 |
|
35 |
925 |
85 |
55 |
140 |
5,1 |
|
40 |
633 |
90 |
45 |
200 |
3 |
|
45 |
446 |
95 |
36 |
250 |
1,5 |
Уровень жидкости в скважине устанавливается значением пластового давления. Данное условие означает, что при закрытии скважины на величину статического уровня жидкости будет влиять давление, создаваемое пластом
где:
h – статический уровень жидкости;
P – пластовое давление;
g – гравитационная постоянная;
p– плотность скважинной жидкости.
Данное условие так же означает, что при сравнении объема поднятого флюида при различных плотностях, статический уровень будет различным. Связано это с тем, что основным параметром резервуара является коэффициент продуктивности, который установлен на значении 10 м3/(МПа·сутки). Следовательно, для равного притока в скважину и корректного сравнения поднятых объемов флюида необходимо использовать одинаковый коэффициент продуктивности и величину пластового давления, но при различных плотностях жидкости уровень в скважине будет отличаться. Выполнение данных предположений дает возможность адекватного воспроизведения результатов расчета при разных плотностях поднимаемой песчано-жидкостной смеси, чем при изменении пластового давления и коэффициента продуктивности для каждого значения плотности. Сравнение различных сценариев при расчете подъема жидкости с помощью пара представлено на рисунке 8.
Рисунок 8 – Сравнение различных постановок задачи
Тогда для сравнения результатов расчетов подъема песчано-жидкостной смеси при использовании технологии парлифта требуется использовать различные значения пластового давления. В расчетах использованы давления пласта: 0,6 МПа, 1 МПа, 1,5 МПа, 2 МПа.
Для определения необходимого давления нагнетания пара в скважину при подъеме песчано-жидкостной смеси произведен анализ влияния давления нагнетания пара на объем поднятого флюида. Создана аналогичная модель скважины с давлением резервуара 0,6 МПа и плотностью песчано-жидкостной смеси 1000 кг/м3 и произведены расчеты при расходах пара, представленных на рисунке 9.
Рисунок 9 – Анализ влияния давления нагнетания пара на объем поднятого флюида
По результатам анализа видно, что при закачке пара под давлением 1 МПа, 1,5 МПа, и 2 МПа дебит смеси практически не изменяется, различие присутствует только из-за того, что при разных давлениях нагнетания выбраны разные температуры насыщенного пара и при перемешивании с песчано-жидкостной смесью ее температура и вязкость изменялись, что повлияло на небольшие отклонения в результатах.
Следовательно, возможно сделать вывод о незначительном влиянии давления нагнетания агента для парлифтной технологии при расчете в симуляторе PIPESIM. Поэтому в дальнейших расчетах выбраны давления нагнетания 2 МПа для моделей с пластовым давлением 0,6 МПа, 1 МПа, 1,5 МПа и давление нагнетания 2,5 МПа для модели с пластовым давлением 2 МПа.
Результаты расчетов подъема песчано-жидкостной смеси с помощью парлифтной технологии в модели скважины, созданной в симуляторе PIPESIM, для различных значений давления резервуара и плотности смеси, а также расхода пара в диапазоне от 250 до 10000
ст. м3/сут представлены на рисунках 10 – 13.
Рисунок 10 – Зависимость дебита песчано-жидкостной смеси от расхода пара при пластовом давлении 0,6 МПа
Рисунок 11 – Зависимость дебита песчано-жидкостной смеси от расхода пара при пластовом давлении 1 МПа
Рисунок 12 – Зависимость дебита песчано-жидкостной смеси от расхода пара при пластовом давлении 1,5 Мпа
Рисунок 13 – Зависимость дебита песчано-жидкостной смеси от расхода пара при пластовом давлении 2 МПа
По результатам выполненной работы необходимо сделать следующие выводы:
1. рассмотрены основные технологии нормализации забоев добывающих и нагнетательных скважин с целью увеличения коэффициента продуктивности или коэффициента приемистости;
2. представлена основная технология очистки забоев паронагнетательных скважин при подземно-поверхностной системе разработки, выявлены основные преимущества и недостатки;
3. для условий подземно-поверхностной системы разработана технология парлифта с целью повышения коэффициента приемистости;
4. с помощью разработанной технологии парлифта для описанной конструкции скважины расчетным путем установлена возможность выноса песчано-жидкостной смеси плотностью в диапазоне от 1000 до 2000 кг/м3. По результатам расчетов модели, получены значительные дебиты при всех значениях пластового давления и плотности смеси;
5. рекомендуется провести опытно-промышленные испытания разработанной технологии нормализации забоев поверхностных паронагнетательных скважин.
Литература
-
Рузин Л. М. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов: монография / Л. М. Рузин, И. Ф. Чупров; под ред, Н. Д. Цхадая, – Ухта: УГТУ, 2007, – 244 с.
-
Электронный интернет справочник по геологии, информация для геолога: освоение скважин URL: http://www.geolib.net/tkrs/osvoenie-skvazhin.html
-
Конесев Г.В., Аксенова Н.А. Буровые промывочные жидкости. В книге: Технология бурения нефтяных и газовых скважин учебник для студентов ВУЗов: в 5 т.
-
Павлов, К. Ф., Романков П.Г., Носков А.А. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии: Учебное пособие для вузов. Под ред. П.Г. Романкова. - 11-е изд., стереотипное. Перепечатка с изд. 1987 г. - М.: ООО «РусМедиаКонсалт», 2004. - 576
-
Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. – М.: Наука, 1972. – 720 с.
Keywords: Thermal mine field development, underground-surface system, well normalization, gaslift, steamlift, well bottom hole cleaning, numerical simulation, injectivity factor, sand-liquid mixture
magazine.neftegaz.ru
Нагнетательная скважина — Горная энциклопедия
(a. injection well; н. Injektionsloch; ф. puits d'injection, puits d'alimentation; и. pozo de inyeccion, sondeo de inyeccion, abertura de inyeccion) — предназначается для закачки в продуктивные пласты воды, газа, теплоносителей, a также воздушной или парокислородно-воздушной смеси и др. Используются H. c. при разработке нефт. (нефтегазовых) м-ний (см. Заводнение) и газоконденсатных (см. Сайклинг-процесс) c целью поддержания пластового давления и регулирования темпов отбора п. и.; посредством H. c. осуществляется подача в нефт. пласты рабочих агентов, способствующих более полному вытеснению нефти, обеспечивающих внутрипластовое горение и др. H. c. применяются также при подземном хранении газа (см. Газовое хранилище), разработке угольных м-ний способом подземной газификации (см. Газификация углей), осушении обводнённых м-ний твёрдых п. и. c целью интенсификации дренажа водоносных пород (см. Дренаж, Осушение), определении Фильтрационных свойств горных пород. Конструкция H. c. выбирается в зависимости от назначения скважины, глубины и др. B устойчивых г. п. забой скважины оставляют необсаженным, в неустойчивых — спускают обсадную колонну (призабойную зону перфорируют). Устье скважины оборудуют задвижками и манометром, в скважину опускают насосно-компрессорные трубы (до кровли поглощающего пласта). Герметичность H. c. обеспечивается цементацией заколонного пространства от забоя до устья, a в случае необходимости — применением пакеров. Осн. рабочая характеристика H. c. — Приемистость скважины. Контроль работы, a также техн. состояния H. c. осуществляется методами термометрии, расходометрии, шумометрии и др.
T. A. Султанов.
Источник: Горная энциклопедия на Gufo.me
gufo.me
Исследование нагнетательных скважин. — КиберПедия
Нагнетательные скважины исследуют так же, как и добывающие при установившихся и неустановившихся режимах.
Принципиальное отличие исследований заключается в том, что для построения индикаторной кривой и кривой восстановления давления чаще используют измерения давления на устье скважины. Еще одной особенностью является то, что индикаторные кривые для нагнетательных скважин имеют вид, показанный на рис. 7.4. Такая форма индикаторной кривой обуславливается тем, что при возрастании репрессии на пласт происходит раскрытие трещин в пласте и, соответственно, увеличение приемистости скважины.
При обработке таких кривых с целью определения коэффициента приемистости пользуются уравнением:
(6.22)
где Рзабн - давление на забое нагнетательной скважины; Рпл -пластовое давление; Ко - коэффициент приемистости. В данном случае показатель фильтрации n в формуле 6.22 больше единицы, n и Ко определяют по фактическим результатам закачки воды.
Рис. 6.4. Индикаторная кривая при нагнетании воды
Изучение профилей притока и поглощения пластов добывающих и нагнетательных скважин.
Продуктивный пласт неоднороден по физическим свойствам и поэтому приток жидкости и газа в скважину по мощности пласта распределяется неравномерно. На профиль притока значительно влияют загрязнения, вносимые в призабойную зону пласта при его вскрытии и разработке. Для своевременного принятия мер по увеличению разрабатываемой мощности пласта и правильного выбора воздействия на забой изучается профиль притока. Для этого используются глубинные дебитомеры (расходомеры). Дебитомеры или расходомеры перемещаются вдоль перфорированного интервала и позволяют определить приток жидкости вдоль интервала вскрытия в добывающих скважинах (профили притока) и интенсивность поглощения в нагнетательных скважинах (профили поглощены).
Рис. 6.5. Профиль притока
На рис. 6.5 показан профиль притока, снятый глубинным дебитомером. Как следует из этого рисунка, приток жидкости в скважину происходит лишь в двух интервалах (1 и 2).
Скважинные дебитометрические исследования дают важную информацию о действительно работающей толщине пласта, о долевом участии в общем дебите отдельных пропластков, о результатах воздействия на те или иные пропластки с целью интенсификации притока или увеличения поглотительной способности скважин. Эти исследования, как правило, дополняются одновременным измерением влагосодержания потока (% воды), давления, температуры и их распределением вдоль ствола скважины. Изучение профилей притока, снятых при различных режимах эксплуатации скважины с одновременным измерением забойного давления на каждом из режимов, позволяет оценить продуктивность и свойства каждого пласта.
cyberpedia.su
7. Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин
Эксплуатация нефтяной скважины происходит разными способами, на выбор которых влияет состав нефти и газа, степень обводненности, вязкость нефти, напор жидкости в скважине и многие другие факторы.
Нефтяные и газовые продукты могут быть излечены из скважины фонтанным, механизированным или же газлифтным способом добычи.
Так как в нашей республике фонтанный и газлифтный метод не используется, мы более подробно изучим механизированный способ эксплуатации скважин.
Данный способ бывает нескольких видов. Эксплуатация ШГН, ЭЦН или винтовым насосом. Выбор метода эксплуатации зависит от таких факторов как, например вязкость, обводненность, глубина скважины.
Эксплуатация с помощью штангового глубинного насоса(ШГН).
Чаще всего при добыче нефти и газа используют штанговые глубинные насосы. Они просты в конструкции , могут выкачивать большой объем жидкости и газа и довольно таки долговечны. Больше половины всех нефтяных скважин эксплуатируются ШГН.
Преимущества УШГН:
-высокий коэффициент полезного действия;
- проведение ремонта возможно прямо на промыслах;
- возможность применения в скважинах проявляющих песок, при наличии в добываемой нефти парафина, при высоком газовом факторе, при откачке коррозионной жидксти.
Недостатки:
- ограничена глубина спуска штанг;
- малая подача;
- не применим в наклонных и горизонтальных скважинах
Рисунок 7.1. Общая схема штанговой насосной установки.
Штанговая насосная установка состоит из скважинного насоса 2, бывают вставные и невставные, насосных штанг 4 насосно- компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске, сальникового уплотнения 6, полированного штока 7 подвешанного на траверсах 8, станка- качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.
Глубинный штанговый насос в простейшем виде состоит из движущегося вниз- вверх плунжера. Плунжер имеет нагнетательный клапан, который пропускает жидкость на верх , но не дает ей течь вниз. Второй клапан, всасывающий, это шаровой клапан, расположенный внизу цилиндра так же позволяет жидкости течь вверх, а не вниз. УШГН не предназначен для глубоких скважин, поэтому на больших глубинах используют УЭЦН.
Установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). Они приспособлены для откачки из нефтяных скважин пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ и механические примеси. Такое положение обусловлено их преимуществами (высокая производительность, большой диапазон подач, высокий напор и т.д.), которые реализуются в условиях потребности максимального отбора пластовой продукции из скважин и наблюдающегося на современном этапе увеличения обводненности месторождений. Тем не менее, имеются факторы, препятствующие более рациональной работе скважин, оборудованных УЭЦН. Факторов, которые влияют на работу УЭЦН, множество – начиная от устройства скважин до процессов, протекающих в стволе скважины и в пласте. Одним из основных осложняющих факторов при работе насосной установки является содержание в больших объемах затрубного газа.
На нефтедобывающих предприятиях с давление газа в затрубном пространстве борются перезапуском газа из затрубного пространства клапанами устройств, откачиванием газ при помощи компрессоров, применением диспергаторов,
1 - маслозаполненный электродвигатель ПЭД; 2 - звено гидрозащиты или протектор; 3 - приемную сетку насоса для забора жидкости; 4 - многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН; 5 - НКТ; 6 - бронированный трехжильный электрокабель; 7 - пояски для крепления кабеля к НКТ; 8 - устьевую арматуру; 9 - барабан для намотки кабеля при спуско-подъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля; 10 - трансформатор или автотрансформатор; 11 - станцию управления с автоматикой; 12 – компенсатор
Рисунок 7.2. Общая схема установки погружного центробежного насоса.
а
а) б) в)
г)
а - центробежный насос; б - узел гидрозащиты; в - погружной электродвигатель; г - компенсатор.
Рисунок 7.3. Устройство погружного центробежного агрегата
многопластовый месторождение нефтяной скважина
В условиях высоковязкой нефти и большим содержанием мехпримесей применяют винтовые насосы.
Погружные винтовые насосы стали применяться на практике сравнительно недавно. Винтовой насос — это насос объемного действия, подача которого прямо пропорциональна частоте вращения специального винта (или винтов). При вращении винт и его обойма образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвигаются от приема насоса к его выкиду. Вместе с ними перемещается и откачиваемая жидкость.
Применение винтовых насосов особенно эффективно при откачке высоковязкой нефти. Схема их установки в скважине такая же, как и при применении ЭЦН.
а))
б)
в)
а) ротор; б) статор; в) насос в сборе; 1- корпус насоса; 2- полость между ротором и статором.
Рисунок 7.4. глубинный винтовой насос.
Рисунок 7.5. Процентное распределение осложнений при эксплуатации нефтяных скважин.
Осложнения при эксплуатации нефтяных скважин в основном связаны с высоким содержанием мехпримесей, солей и воды, АСПО. Они могут привести к порче нефтедобывающего оборудования, а так же загрязняют скважины.
Методы борьбы с АСПО делят на 2 группы:
1- Профилактические методы, они основываются на предупреждении отложений. К ним относятся применение ингибиторов, футеровки НКТ, применение электронагревателей.
2- Методы удаления сформировавшихся отложений. Применение растворителей, пропарка НКТ при ремонте, использование механических скребков.
Методы борьбы с отложениями солей.
Для борьбы с отложениями солей применяют растворители и ингибиторы.
Борьба с высоким газовым фактором.
Для уменьшения газового фактора увеличивают глубину спуска насоса под динамический уровень, где возрастает давление и увеличивается растворимость газа в нефти. При эксплуатации электроцентробежным насосом из за газа происходит падение напора, подачи и КПД. По этому при содержании газа более 25% устанавливают газосепараторы.
Нагнетательные скважины.
Нагнетательная скважина- это скважина, которая используется для закачки воды, газа и теплоносителей в продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления.
Оборудование нагнетательных скважин:
Наземное оборудование.
-нагнетательная арматура, которая устанавливается на верхний фланец колонной головки и состоит из трубной головки и нагнетательной елки
-насосные станции
Подземное оборудование
-насосно- компресорные трубы
-пакер
Колонная головка служит для жесткого соединения в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринятия усилия от их веса и передачу всей нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций.
Нагнетательная арматура обеспечивает герметизацию устья нагнетательных скважин в процессе нагнетания в скважину воды,предназначена для выполнения ремонтных работ, проведения мероприятий по увеличению приемистости пласта и исследовательских работ, осуществляемых без прекращения закачки.
Трубная головка предназначена для герметизации затрубного пространства, подвески колонны НКТ и проведения некоторых технологичеких операций, исследовательских и ремонтных работ. Она состоит из крестовины, задвижек и быстросборного соединения.
Елка служит для закачки жидкости через колонну НКТ и состоит из стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана.
Рисунок 7.6. Трубная головка
Рисунок 7.8
Рисунок7.7 Схемы нагнетательных елок
В подземное оборудование входит колонна НКТ и пакер.
НКТ служит в основном для:
- подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси жидкости и газа;
-подача в скважину жидкости или газа(осуществление технологических процессов, интенсификация добычи или подземного ремонта)
- подвески в скважину оборудования.
Пакеры служат для уплотнения кольцевого пространства и разделения отдельных горизонтов нефтяных и газовых скважин.
По принципу действия пакеры делятся:
- механические
-гидривлические
-гидромеханические
Осложнения при эксплуатации нагнетательных скважин является снижение приемистости.
Для улучшения приемистости применяют физико- химический метод воздействия и вибрационное воздействие на пласт.
studfile.net
Нагнетательная добывающая скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2
Нагнетательная добывающая скважина
Cтраница 2
При произвольном расположении нагнетательных и добывающих скважин нефтяные пласты вырабатываются весьма несимметрично; при этом в добывающие скважины из различных направлений поступают потоки с неодинаковым содержанием воды и с различной температурой. Показатели добычи скважины слагаются из составных потока, поступающего на забой. Для учета этого вокруг добывающих скважин выделяется зона, которая разбивается на четыре ориентированных сектора. [16]
При наличии систем действующих нагнетательных и добывающих скважин поле фильтрации является двумерным и на удалении от скважины значительно отличается от радиального. [17]
Раствор полимера закачивают в нагнетательные и добывающие скважины. В зависимости от цели проведения работ в пласты закачивается от десятков до тысяч кубических метров раствора. Так, при обработках призабойных зон скважин закачивается примерно от 5 до 20 м3 раствора на 1 м толщины пласта. При использовании раствора полимера для увеличения нефтеотдачи пластов в пласт закачивается оторочка объемом до 30 % от перового объема дренируемой части пласта. [18]
Увеличение разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин может быть прямо связано с уменьшением сложности геологического строения эксплуатационного горизонта - : уменьшением числа продуктивных пластов. [19]
В пласте при работе нагнетательных и добывающих скважин создаются различные градиенты давления. Наибольшие градиенты давления образуются между нагнетательными и ближайшими к ним добывающими скважинами по кратчайшей главной линии тока, а наименьшие - на участках, удаленных от нагнетательных и добывающих скважин. На участках с наименьшими градиентами давления, если пласт насыщен аномально вязкой нефтью, образуются области с практически неподвижной нефтью - застойные зоны. В низкопроницаемых слоях, для которых величина градиента динамического давления сдвига становится равной или больше величины наибольшего действующего градиента давления в пласте, нефть неподвижна по всему объему. [20]
Целесообразность изменения режимов работы нагнетательных и добывающих скважин определяется по картам регулирования разработки месторождений изменением режимов закачки и отборов. Для построения карт рассчитывают безразмерные коэффициенты R, характеризующие целесообразность изменения режимов закачки и отборов, и строят изолинии этой величины. На скважинах, расположенных в зонах, где RQ5, рекомендуется увеличить отборы жидкости путем проведения ОПЗ по восстановлению или повышению продуктивности. [21]
В период биовоздействия режим нагнетательных и добывающих скважин не должен претерпевать искусственных изменений. [22]
При законтурном заводнении ряды нагнетательных и добывающих скважин повторяют конфигурацию контуров, которые нередко имеют довольно причудливую форму. [23]
Наличие больших расстояний между нагнетательными и добывающими скважинами приводит к снижению уровня добычи нефти. [24]
С увеличением расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами начало обводнения наступает позднее, а коэффициент охвата возрастает быстрее. В вариантах с близкими расстояниями между скважинами при количестве прокачиваемой жидкости, равной одному объему запасов нефти, р0 составляет около 30 % объема линзы. С увеличением количества прокачиваемой жидкости до 2 5 объемов запасов увеличивается и коэффициент охвата. Эти варианты характеризуются наиболее близкими расстояниями между добывающей и нагнетательной скважинами. [25]
Эти исследования проводят к нагнетательных и добывающих скважинах при обводненности не более 95 % на участках с закачкой воды и раствора ПАВ. Эффективность метода при этом оценивают, определяя остаточную нефтенасыщенность по сравниваемым группам скважин. [26]
Кислотные обработки применяются в нагнетательных и добывающих скважинах в процессе их освоения, для увеличения производительности ( приемистости) скважин, для очистки призабойной зоны скважин от образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды. В качестве базовых химических реагентов ибпользуют соляную и плавиковую кислоты, а также уксусную, сульфаминовую, серную кислоту, смеси органических ( оксидат) и неорганических ( глинокислота НС1 HF) кислот. [27]
В данном варианте поочередно эксплуатируются нагнетательные и добывающие скважины при замкнуто-упругом режиме фильтрации жидкости. В условиях этого режима к концу периода закачки воды слои, фактически обладающие различной проницаемостью, оказываются в значительной мере выравненными по накопленной закачке воды и достигнутому высокому пластовому давлению. Аналогично к концу периода отбора жидкости эти слои оказываются выравненными по накопленному отбору жидкости и достигнутому низкому пластовому давлению. Теоретически возможны при большой продолжительности периодов закачки воды и отбора жидкости полное выравнивание слоев и исключение отрицательного влияния их неоднородности по проницаемости. [28]
В основу обработок призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин положены следующие принципы. [29]
Впервые метод обработки призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин, использующий виброволновое воздействие, был испытан на нефтяных промыслах еще в 60 - х годах, и сразу же были получены достаточно обнадеживающие данные по его технологической эффективности. Тем не менее дальнейший опыт показал, что для достижения высокой успешности и рентабельности метода, при его применении в осложненных геолого-промысловых условиях эксплуатации скважин, необходимо осуществление целого ряда теоретических, лабораторных и промысловых исследований, конструкторских и технологических изысканий. [30]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
Исследование - нагнетательная скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2
Исследование - нагнетательная скважина
Cтраница 2
Исследования нагнетательных скважин глубинными расходомерами показывают, что охват пласта заводнением по мощности на опытном участке в среднем в 1 5 раза выше, чем на контрольном. [17]
Исследование нагнетательных скважин с применением расходомеров проводят как при закачке воды в пласт, так и при изливе. В том и другом случае исследование необходимо начинать после установления рабочего режима скважины. [18]
Для исследования нагнетательных скважин применяют те же методы, что и для исследования эксплуатационных скважин ( см. гл. Отличие метода исследования при установившемся режиме нагнетания будет заключаться в том, что режим работы скважины изменяют путем изменения количества закачиваемой воды. [19]
Для исследования нагнетательной скважины со сменой режимов закачки быстро при помощи задвижки ограничивают или увеличивают расход скважины на 30 - 40 % и наблюдают за изменением забойного давления по образцовому манометру в такой же последовательности, как и при изливе. В процессе всего исследования расход скважины поддерживается постоянным. [20]
Далее исследования нагнетательных скважин по кривым восстановления забойного давления на различных режимах закачки воды в пласт, проведенные научным сотрудником УфНИИ Ф. С. Абдулиным, показывают, что в ряде скважин расслоение пород пласта происходит при давлении на устье, равном всего 70 - 80 и даже 55 ат ( скв. [21]
Для исследования нагнетательных скважин через насосно-компрессорные трубы рекомендуется применять скоростемеры типа РГД-4. Однако при этом необходимо учитывать, что ввиду малой чувствительности этих приборов в нагнетательных скважинах с низкой приемистостью могут иметь место значительные ошибки в измерениях. Поэтому при расходах, не превышающих 100 м3 / сут, рекомендуется применять дебитомеры ДГД-2 с гидравлическим пакером. Так как расход в нагнетательной скважине часто изменяют и при закачке, и при изливе, градуировоч-ные характеристики глубинных расходомеров не должны изменяться при изменении направления потока воды. [22]
Практика исследования нагнетательных скважин показывает, что повышение общей репрессии и абсолютной величины давления нагнетания Рзаб приводит к существенному возрастанию средних коэффициентов приемистости - т.е. нарушению закона Дарси. Аналогично изменялись коэффициенты приемистости по всем исследованным внутри-контурным и законтурным нагнетательным скважинам. [24]
Процесс исследования нагнетательных скважин методом пробных закачек заключается в замере давления нагнетания и приемистости скважины на нескольких ( не менее 4) установившихся режимах. Вначале замеряют приемистость скважины ( Q) и истинное ( без гидравлических потерь) давление закачки воды ( Ру) на исходном режиме закачки. По истечении времени, необходимого для перераспределения давления в ПЗП скважины, фиксируют расход воды и установившееся давление закачки на втором режиме закачки. Аналогичным образом проводят определение этих параметров на третьем и последующих режимах закачки. [25]
Результаты исследования нагнетательной скважины № 240 и эксплуатационных скважин № 138 и № 33, расположенных на Западном участке, показали, что основная продуктивная пачка II здесь не подвержена ни заводнению, ни разработке. [26]
Результаты исследования нагнетательных скважин с помощью глубинных дистанционных расходомеров ( табл. 17) показывают, что поглощающая мощность составляет от 12 до 47 % от перфорированной мощности пласта, причем число кислотных обработок не способствует расширению поглощающей мощности. [27]
Процесс исследования нагнетательных скважин методом пробных закачек заключается в замере давления нагнетания и приемистости скважины на нескольких различных установившихся режимах закачки. Исходным режимом нагнетания воды обычно считается тот режим, при котором постоянно ведется закачка воды насосными агрегатами ккстовой насосной стан
www.ngpedia.ru
|
ТОП 10: |
⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 6Следующая ⇒ Нефтяное месторождение площадью F запланировано разрабатывать с использованием заводнения при площадной семиточечной схеме размещения скважин. Определение приведенного радиуса скважины. Виды гидродинамического несовершенства скважин и их характерные особенности. Приведенный радиус скважины – это радиус совершенной (идеальной) скважины, при котором её расчётная продуктивность совпадает с продуктивностью реальной скважины при прочих равных условиях. После подстановки приведённого радиуса вместо реального радиуса в гидродинамические формулы, описывающие фильтрацию к совершенной скважине, эти формулы становятся пригодными для анализа реальной несовершенной скважины. Существует три типа гидродинамических несовершенства скважины: 1) Если скважина с открытым забоем вскрывает пласт не на всю толщину h, а только на некоторую глубину b, то ее называют гидродинамически несовершенной по степени вскрытия пласта. При этом = b/h называется относительным вскрытием пласта;
Рис.4. Несовершенная скважина по степени вскрытия пласта 2) Если скважина вскрывает пласт до подошвы, но сообщение с пластом происходит только через специальные отверстия в обсадной колонне и цементном камне или через специальные фильтры, то такую скважину называют гидродинамически несовершенной по характеру вскрытия пласта;
Рис.5. Несовершенная скважина по характеру вскрытия пласта
3) С двойным видом несовершенства - как по степени, так и по характеру вскрытия пласта; 4) По качеству вскрытия. С = С1 + С2 - дополнительное фильтрационное сопротивление, вызванное несовершенством скважины по степени вскрытия пласта С1и характеру вскрытия С2. Где С1 определяется по графику зависимости величины С1 от параметров а = h/Dс и = b/h; и величины С2 - от трех параметров: nDc, l = l¢/Dc, a = d0 /Dc, где n -число перфорационных отверстий на один метр вскрытой толщины пласта; Dс - диаметр скважины; l' - глубина проникновения пуль в породу; d0-диаметр отверстий. Такие исследования были проведены В. И. Щуровым.
Рис. 6. Рис. 7. Графики Щурова
ЗАДАНИЕ Нефтяное месторождение площадью F запланировано разрабатывать с использованием заводнения при площадной семиточечной схеме размещения скважин.
Результаты геофизических исследований позволяют утверждать, что пласт в пределах нефтенасыщенной площади однороден по проницаемости. Математическая обработка данных лабораторных экспериментов по вытеснению нефти водой показала, что зависимости относительных фазовых проницаемостей для нефти Кн(S) и воды Кв(S) от водонасыщенности S представляются в виде аналитических соотношений: При этом Sсв и S* известны. Значение S1 определяется из условия равенства относительных проницаемостей для нефти и воды при S=S1. В соответствии с проектом разработки в каждую нагнетательную скважину радиусом rнс= 0,1 м закачивается вода с расходом q. Коэффициент охвата пласта заводнением принят по проекту равным Ƞ2. Добывающие скважины выбывают из эксплуатации при обводненности продукции, равной В. Т р е б у е т с я: 1) определить изменение во времени добычи нефти, воды, обводненности продукции и текущей нефтеотдачи для элемента системы разработки и для месторождения в целом; 2) рассчитать динамику среднесуточных дебитов жидкости, нефти и воды для одной добывающей скважины; 3) определить перепад давления в элементе системы разработки при rв=rнс, rв= rк /2 и rв=rк, если приведенный радиус добывающей скважины rс =0,01м.
РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ Исходные данные площадь месторождения F= 1980⋅104 м2; нефтенасыщенная толщина пласта h0=12 м; коэффициент пористости m= 0,23; абсолютная проницаемость К= 0,5 мкм2; насыщенность связанной водой Sсв= 0,07; предельная водонасыщенность S*= 0,8; динамическая вязкость нефти µн= 2 мПа⋅с; динамическая вязкость воды µв= 1 мПа⋅с; расход закачиваемой воды q= 500 м3/сут; коэффициент охвата заводнением Ƞ2= 0,74; время ввода в разработку Т= 2 года; число элементов площади, вводимых в эксплуатацию в течение полугода N=18 ед.; предельная обводненность В=99 %. Последовательность расчёта 1. Определение численных значений коэффициента А и параметра S1, входящих в приведенные зависимости Kн(S) и Kв(S). Значение коэффициента А находим из условия, что Kв(1)=1. . Отсюда А=0,833. Значение параметра S1 установим из условия: . Отсюда Следовательно, S1=0,74339.
2. Определим относительные проницаемости нефти и воды в зависимости от водонасыщенности. Зададимся значениями S от Sсв до 1 и произведём расчеты по формулам (11), (12) и (13), строим график (рис.8), данные расчета заносим в таблицу 1.
Таблица 1
Данные расчета ОФП Рис. 8. Зависимость относительных проницаемостей для нефти |
Месторождение вводится в эксплуатацию и обустраивается за Т лет, причем равномерно за каждые 0,5 года вводится в разработку N элементов площади (один элемент включает одну нагнетательную и шесть добывающих скважин). Основной объект разработки месторождения - нефтенасыщенный пласт, сложенный терригенными коллекторами, который имеет следующие параметры: общая нефтенасыщенная толщина h0, абсолютная проницаемость К, пористость m, насыщенность связанной водой Sсв, вязкость нефти в пластовых условиях µн, вязкость пластовой и закачиваемой воды µв.
infopedia.su
Нагнетательная скважина - это... Что такое Нагнетательная скважина?
- Нагнетательная скважина
-
Нагнета’тельная сква’жина - скважина, предназначенная для поддержания пластового давления на нефтяных и (иногда) газовых/газоконденсатных месторождениях. В отличие от добывающих скважин, в которых производится отбор пластового флюида, в нагнетательные скважины закачивается жидкость (вода), таким образом обеспечивая замещение пластового флюида в коллекторе
Wikimedia Foundation. 2010.
- Нагманов, Кажмурат
- Нагманов Кажмурат Ибраевич
Смотреть что такое "Нагнетательная скважина" в других словарях:
нагнетательная скважина — Скважина для нагнетания сжатого воздуха или газа (в пласт) [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN key well … Справочник технического переводчика
Нагнетательная скважина — (a. injection well; н. Injektionsloch; ф. puits d injection, puits d alimentation; и. pozo de inyeccion, sondeo de inyeccion, abertura de inyeccion) предназначается для закачки в продуктивные пласты воды, газа, теплоносителей, a также… … Геологическая энциклопедия
НАГНЕТАТЕЛЬНАЯ СКВАЖИНА — спец. скважина для закачки в пласт разл. рабочих агентов. В нефтепромысловом деле Н. с. используется для нагнетания в пласт воды, пара, углеводородных газов, воздуха, диоксида углерода, р ров ПАВ. мицеллярных р ров и др. агентов, применяемых для… … Большой энциклопедический политехнический словарь
Нагнетательная скважина — ► injection well (point), input well, pressure well Предназначается для закачки в продуктивные пласты воды, газа, теплоносителей, а также воздушной или парокислородно воздушной смеси и др. Используются при разработке нефтяных (нефтегазовых) и… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
нагнетательная скважина (для нагнетания жидкости в пласт) — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN intake well … Справочник технического переводчика
нагнетательная скважина для создания противофильтрационной завесы — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN injection wellinjection point … Справочник технического переводчика
нагнетательная скважина, пробуренная за пределами нефтеносной структуры — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN off pattern injection well … Справочник технического переводчика
давление, при котором нагнетательная скважина начинает принимать жидкость — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN pressure sensitive range … Справочник технического переводчика
Скважина — Скважина горная выработка круглого сечения, пробуренная с поверхности земли или с подземной выработки без доступа человека к забою под любым углом к горизонту, диаметр которой много меньше ее глубины. Бурение скважин проводят с помощью… … Википедия
СКВАЖИНА НАГНЕТАТЕЛЬНАЯ (ИНЖЕКЦИОННАЯ) — предназначенная для нагнетания воды (газа) либо в законтурные зоны (газовую шапку) нефтяных залежей при осуществлении методов поддержания пластового давления, либо в определенную систему на нефтеносной площади при вторичных методах добычи нефти.… … Геологическая энциклопедия
biograf.academic.ru
Исследование - нагнетательная скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Исследование - нагнетательная скважина
Cтраница 1
Исследования нагнетательных скважин методом кривых падения забойного давления ( КПД) до и после закачки гелевой композиции позволяют судить об изменениях основных гидродинамических характеристик пласта. [1]
Исследования нагнетательных скважин методом восстановления давления широко применяются для оценки эффективности различных методов искусственного воздействия на пласт, применяемых с целью восстановления, поддержания и увеличения поглотительной способности скважины. Перед осуществлением того или иного мероприятия при определенном фиксированном расходе останавливают скважину и тщательно записывают кривую восстановления ( падения) забойного давления. Спустя некоторое время скважину выводят на режим, по расходу точно соответствующий приемистости скважины перед обработкой. Затем закачку прекращают для снятия кривой восстановления давления. [2]
Исследование нагнетательных скважин с применением расходомеров проводится как при закачке, так и при изливе. Часто эти исследования проводят за один спуск прибора в скважину. В том и - другом случае исследование необходимо начинать после установления рабочего режима скважины. [3]
Исследования нагнетательных скважин при помощи расходомеров показали, что для Ромашкинского месторождения также характерна тенденция увеличения мощности, принимающей воду, с ростом давления нагнетания. [4]
Исследования нагнетательных скважин с помощью глубинных расходомеров до и после проведения гидроразрыва были выполнены Н. Г. Зайнуллиным по скважинам Ромашкинского месторождения. В большинстве скважин отмечено увеличение работающей мощности в 1 5 раза и только в двух скважинах произошло сокращение, что можно объяснить также преимущественным раскрытием вертикальных трещин. [5]
Исследование нагнетательных скважин по кривым восстановления забойного давления позволяет получить график, изображенный на рис. 5.36. Для этой цели скважину останавливают и через определенные интервалы времени фиксируют величины устьевого давления и время. [6]
Исследования нагнетательных скважин методом восстановления давления широко применяются для оценки эффективности различных методов искусственного воздействия на пласт, применяемых с целью восстановления, поддержания и увеличения поглотительной способности скважины. [7]
Исследования нагнетательных скважин с помощью глубинных расходомеров получили широкое распространение и являются важным звеном в системе контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. [8]
Исследования нагнетательных скважин методом восстановления давления широко применяются для объективной оценки эффективности различных методов искусственного воздействия на пласт, применяемых с целью восстановления, поддержания и увеличения поглотительной способности скважины. [9]
Исследование нагнетательных скважин при изливе не представляет особой трудности. Для этого на устье нагнетательной скважины устанавливают образцовый манометр и наблюдают за установлением режима работы скважины путем периодических замеров дебита. [10]
Исследования нагнетательных скважин методом кривых падения забойного давления до и после закачки гелевой композиции позволяют судить об изменениях основных гидродинамических характеристик пласта. [11]
Исследование нагнетательных скважин проводят главным образом для определения их возможной приемистости и установления технологического режима работы. [12]
Исследование нагнетательных скважин по методу установившихся отборов сходно с описанным ранее методом исследования эксплуатационных скважин. [13]
Исследование нагнетательных скважин может проводиться методом установившихся отборов и методом восстановления забойного давления. [14]
Исследование нагнетательных скважин производится исследовательскими группами ЦНИПРов или цехов поддержания пластового давления. [15]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
Дебит - нагнетательная скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Дебит - нагнетательная скважина
Cтраница 1
Дебит нагнетательной скважины находят гидродинамическими расчетами всей системы добывающих и нагнетательных скважин или приближенно по формуле радиального притока, преобразованной для репрессии. Давление нагнетания и дебиты должны находиться в технически осуществимых пределах и не должны превышать возможностей технологического оборудования. [1]
При системе / дебит нагнетательной скважины равен 60 6 м3 / сут, ближайшей к ней эксплуатационной скважины - 7 97 м3 / сут, самой дальней - 6 38м3 / сут. Переход от системы / к семиточечной уменьшает приемистость нагнетательной скважины до 45 24 м3 / сут, а дебит эксплуатационной скважины возрастает до 22 62 м3 / сут. [2]
Рассмотрим теперь влияние на процесс вытеснения жирного-газа сухим произвольного задания дебитов нагнетательных скважин. [3]
QI - дебит добывающей скважины по пластовому газу; О2 - дебит нагнетательной скважины по С02; F kp2 ( 1 -с) / р - массовая доля С02 в общем потоке; v - вектор массовой скорости фильтрации; / сит - абсолютные проницаемость и пористость соответственно. [4]
В настоящее время в отделе математики разрабатывается методика нахождения оптимального решения, когда считаются неизвестными и дебиты нагнетательных скважин, известным является суммарная закачка в нагнетательные скважины. Рациональное распределение заданной величины закачки между скважинами, очевидно, позволит получить еще большее количество нефти с площади. [5]
Сплошными линиями со стрелками, направленными вверх, показаны кривые восстновления давления, получающиеся при остановке или ограничении дебита эксплуатационной скважины и при пуске или увеличении дебита нагнетательной скважины. [6]
Расчеты вытеснения показали, что слои с нефтями типа узеньских при холодном заводнении, как правило, закупориваются из-за застывания нефти, а не отключаются. Поэтому следует дебиты нагнетательных скважин определять по четырем кольцевым зонам, сохраняя однородную структуру разностных давлений. Это позволяет применить быстро сходящиеся процедуры для вычисления давлений. [7]
Если дебиты считаются по формуле (9.11), то структура разностных уравнений не выдерживается. Вместе с давлениями итерируются и значения дебитов нагнетательных скважин. Структурный множитель фиксируется при достижении удовлетворительной сходимости давлений во всех точках, затем он пересчитывается и снова начинается итерация давлений и дебитов. [8]
В расчетах по системе уравнений (11.22) можно обеспечить большую точность при весьма ограниченном числе членов бесконечного ряда, так как его сходимость чрезвычайно быстрая. Для примера приводим результаты расчета дебитов скважин при девятиточечной системе площадного заводнения. Дебиты нагнетательной скважины q, а также боковых q % и угловой 7з эксплуатационных скважин были определены при составлении технологической схемы разработки одного из нефтяных месторождений Татарии. [9]
Для периода доразработки месторождения на режиме истощения, следующего после прекращения рециркуляции газа, газодинамическими расчетами при заданном постоянном числе скважин определяется динамика добычи газа и оставшегося в нем конденсата. В общее число скважин входят также и нагнетательные, которые могут работать как эксплуатационные. При этом необходимо учитывать, что дебит бывших нагнетательных скважин равен их приемистости и, следовательно, значительно превышает продуктивность эксплуатационных скважин. В результате отбор газа в первый год доразработки месторождения на режиме истощения должен превышать величину отбора - закачки в период рециркуляции. В табл. 27 представлены результаты экономической оценки способов разработки при заданной величине капиталовложений. [10]
Страницы: 1
www.ngpedia.ru
