Отработка скважины это

Отработка - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Отработка - скважина

Cтраница 3

Продолжительность отработки скважин до выхода на исходный дебит по нефти сравнительно небольшая и составляет от 1 до 2 месяцев. [31]

Специальные газодинамические исследования будут продолжены для определения условий разрушения коллектора призабойной зоны с использованием результатов геофизических исследований и анализа полной геолого-промысловой информации, включая и результаты ревизий технологических ниток, с выдачей конкретных рекомендаций по технологическим режимам эксплуатации скважин. При проведении исследований следует обратить внимание на длительность отработки скважины на одном режиме, а также на изменение количества выносимых механических примесей во времени с начала исследований. Исследования необходимо проводить на нескольких скважинах, конструкция и условия работы которых могут наиболее полно характеризовать действующий фонд. [32]

Следовательно, происходит постепенное накопление жидкости на забое и при более длительной отработке скважины в промысловый коллектор происходит ее самозадавливание. Это говорит о том, что полученная на данном режиме скорость восходящего потока газа в зоне интервала перфорации не обеспечивает полного выноса жидкости. [33]

Для решения поставленной задачи в настоящее время разработаны рекомендации по освоению и интенсификации притока скважин на нижнемеловые отложения Заполярного газокон-денсатного месторождения. В рекомендациях обоснованы и рассчитаны величины депрессии при вызове притока и отработке скважины. Разработана технология освоения скважин, включающая вторичное вскрытие объекта в среде газожидкостной смеси на депрессии. [34]

Освоение продуктивных объектов и их задавливание проводится по обычной схеме с использованием циркуляционных клапанов, управляемых канатной техникой с поверхности. Вначале осуществляется освоение и вызов притока пластового флюида из нижнего объекта, затем отработка скважины на факел, сопровождаемая очисткой призабойной зоны нижнего объекта. Верхний объект при этом не осваивается. Для удаления последнего в скважину спускают толкатель верхнего циркуляционного клапана, открывающий его отверстия. Жидкость начинает поступать в колонну НКТ и подхватывается потоком пластового флюида из нижнего объекта. После удаления столба жидкости из затрубного пространства отверстия циркуляционного клапана закрывают. После отработки нижнего объекта в скважине устанавливают глухую пробку. Затем открывают верхний или нижний циркуляционный клапан. Отработка верхнего объекта осуществляется по колонне НКТ, после чего закрывают отверстия циркуляционного клапана и извлекают глухую пробку. Далее, осуществляют повторную кратковременную отработку нижнего объекта и устанавливают клапан-отсекатель. При глушении объектов также используют циркуляционные клапаны и глухую пробку. [35]

В первую очередь вскрывается нижняя часть ( до 10 м) интервала пласта на депрессии, и пласт начинает работать. Для удаления техногенной жидкости и конденсата из ствола производятся отбор конденсата в емкость и кратковременная отработка скважины ( 1 - 3 ч) на факел для удаления техногенной жидкости из колонны. [36]

На значительную продолжительность очистки призабойных зон газовых и газоконденсатных скважин указывают проведенные А.И. Березняко-вым с соавторами промысловые и лабораторные исследования на Ямбург-ском ГКМ. Особенно интересен сделанный ими вывод о том, что широко используемый в газодобывающей практике способ отработки скважин при постоянном дебите и нормативных сроках отработки не соответствует оптимальным условиям очистки прискважинных зон пластов. Наиболее эффективен, с их точки зрения, многоцикличный способ отработки скважин, при котором в ходе отработки скважина несколько раз переводится на различные режимы с большим и меньшим дебитом. Смена режимов и скоростей фильтрации у забоя скважины позволяет в этом случае добиться лучшего выноса продукта кольматации. [37]

Опыт освоения скважин АГКМ показал, что эффективным методом сокращения продолжительности отработки скважины является декольматация ПЗП, которая достигается за счет применения СКО. Таким образом, применение СКО, как составной части процесса освоения, позволяет существенно сократить время отработки скважины. [38]

В то же время более наглядным примером зависимости продуктивности скважин от состояния коллектора в призабойной зоне скважин являются результаты отработки скважин после бурения и ремонтных работ. В литературе широко описаны случаи улучшения продуктивности газовых и газоконденсатных скважин за счет постепенной отработки их призабойных зон. [39]

Следует отметить некоторые недостатки гидродинамического бурения при. Однако благодаря тому, что размыв пласта осуществляется сразу после завершения бурения и время нахождения скважины в неустойчивом состоянии сводится до минимума, успешная отработка скважины окажется возможной. [40]

Оксиды азота NOX - опасные для экосистем соединения антропогенного происхождения. Их источником, в частности, являются тепловые электростанции и компрессорные станции, работающие на природном газе, а также использование газа на технологические нужды в процессе его подготовки к транспорту и при отработке скважин. [41]

При втором варианте гидродобычного снаряда в качестве обсадных труб используются наружные трубы снаряда. При этом закрепление низа обсадных труб путем цементирования или использования пакерных устройств является обязательным. После завершения отработки скважины и выемки рудного пласта необходимо предусмотреть извлечение эксплуатационной обсадной колонны с целью ее повторного использования. [43]

Оценка времени работы скважины на каждом режиме особенно важна в условиях разведки. В этих условиях, как правило, добытая нефть теряется. Кроме того, большие периоды отработки скважины на разных режимах задерживают освоение скважины. Чрезмерное же сокращение этого времени может привести к снижению точности определяемых параметров, например коэффициента продуктивности и связанных с ним параметров гидропроводности. [44]

После перфорации в скважину закачано 50 м3 раствора 14 % - ной соляной кислоты. Раствор продавлен в пласт метанолом в объеме НКТ ( 18 4 м3), скважина закрыта и передана в обустройство. Через 220 сут произведена в течение 2 ч пробная отработка скважины. В период отработки в течение 14 мин после открытия скважины шел метанол, затем - чистый газ. Кратковременная остановка через 22 мин после открытия скважины и последующее восстановление давления в течение 18 мин до уровня 38 5 МПа свидетельствуют о достаточно хорошей гидродинамической связи с пластом. [45]

Страницы: 1 2 3 4

www.ngpedia.ru

Тартание и отработка скважины. Сепараторы.

Когда все интервалы перфораций обработаны кислотой, необходимо избавиться от кислоты, оставшейся в скважине. Для этого проводят циркуляцию скважины технической водой, то есть вымывают кислоту из скважины, закачивая техническую воду в затрубное пространство и тем самым выталкивая кислоту на поверхность через НКТ. После окончания такой промывки скважина заполнена водой. Гидростатическое давление столба воды в скважине чаще всего бывает больше пластового давления, поэтому скважина не может работать фонтаном. В связи с этим следующей операцией для обеспечения работы скважины будет извлечение технической воды. Это можно сделать при проведении тартания (свабирования).

Тартание - это искусственный вызов притока скважины путем извлечения воды при помощи специальной резиновой капсы и одновременного поэтапного повышения уровня жидкости в скважине.

Для проведения тартания используется специальное оборудование. На станке капитального ремонта располагается тартальная лебедка, на барабане которой находится тартальный канат. Это металлический трос диаметром примерно в три раза меньше, чем талевый канат. Тартальный канат проходит через ролик на кронблоке мачты. На трос крепится шток длиной около трех метров, на котором фиксируется съемный сердечник. К съемному сердечнику прикрепляется сердечник для капсы. Резиновая капса имеет цилиндрическую форму и диаметр, приближенный к внутреннему диаметру применяемых НКТ. Капса полая внутри, что позволяет надевать ее на сердечник и снимать по мере износа для замены.

Шток и капса находятся в лубрикаторе, который представляет из себя трубу, установленную вертикально на арматуру скважины. Лубрикатор защищает тартальное оборудование и не допускает выплескивания жидкости из скважины при подъеме капсы. Ниже лубрикатора устанавливается лубрикаторная (тартальная) задвижка, обеспечивающая при ее открытии проход инструмента в скважину и автоматически закрывающаяся после выхода инструмента из скважины и захода в лубрикатор. Тартальное оборудование на арматуре скважины, включающее лубрикатор и задвижку, называется тартальной(свабировочной)елкой.

При открытии тартальной задвижки шток лубрикатора с капсой начинают спускаться в скважину, раскручивая собственным весом барабан лебедки. Бурильщик при этом определяет глубину спуска капсы по рядам витков на барабане лебедки. Когда капса в НКТ входит в жидкость, под ногами ощущается толчок. После этого капсу опускают в жидкость на 100-150 метров, останавливают при помощи ручки тормоза и начинают подъем из скважины. При спуске капсы важно помнить, что не каждый толчок под ногами означает вхождение в жидкость. Из скважины могут периодически выходить скопления газа (газовые шапки), столкновение капсы с которыми тоже вызывает толчки, только гораздо слабее.

Капса поднимает часть столба жидкости (100-150 метров) до поверхности, где жидкость отводится в линию на емкость, затем капсу вновь спускают в скважину. При тартании уровень жидкости в скважине понижается до тех пор, пока гидростатическое давление столба жидкости не станет меньше пластового давления. Только после этого уровень начинает повышаться. Когда он достигает отметки около 100 метров от поверхности, тартание прекращают, поскольку существует опасность выброса нефти и газа. Через некоторое время ожидания скважина начинает фонтанировать и можно приступать к очистке скважины от воды и тестированию.

Жидкость из скважины поступает в трубопровод, соединенный с емкостью. По мере заполнения емкость откачивают и жидкость вывозят. Операции по отработке скважины можно разделить на два этапа: сначала проводят очистку скважины, пока не достигается минимальная обводненность (содержание воды), а затем проводят тестирование скважины до вывода ее на режим, то есть достижения стабильного притока. Тестирование скважины и вывод ее на режим обычно занимают от 12 до 48 часов.

Во время очистки и тестирования проводятся следующие замеры:

1. Через определенные интервалы времени проверяется давление в НКТ и в затрубном пространстве.

2. С той же периодичностью замеряется емкость для определения количества добытой жидкости за каждый отрезок времени. Через определенное время нефть и вода в емкости разделяются и нефть, как более легкая, поднимается наверх. Для определения отдельно количества воды и нефти применяют специальную пасту, которой покрывают мерный щуп по всей длине. Паста изменяет свой цвет в том месте, где находится нефть.

3. Определяется процентное содержание воды в жидкости. Для этого пробирку с пробой жидкости раскручивают в центрифуге, после чего вся нефть собирается в ее верхней части, а вода - в нижней.

Поскольку жидкость, поступающая из скважины в мерную емкость, состоит из воды, нефти и газа, ее необходимо очищать от газа до того, как она поступит в мерную емкость, чтобы не допустить загазованности рабочей площадки. Для этой цели применяют сепаратор, который устанавливают на линии между скважиной и емкостью. Таким образом, жидкость со скважины сначала поступает в сепаратор, где она очищается от газа, а из сепаратора направляется в емкость.

studfile.net

Отработка - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Отработка - скважина

Cтраница 1

Отработка скважины от закачанных агентов хорошо прослеживается по кривым изменения дебита газа сепарации, содержания сырого конденсата, конденсатогазового фактора ( КГФ) и коэффициента усадки. Судя по этим кривым, основное количество закачанного сухого газа отфильтрова-лось из призабойной зоны в течение первых 8 - 10 дней, после чего началось поступление конденсата повышенной плотности и молекулярной массы в смеси с пропан-бутановой фракцией. [1]

Отработка скважины на факел куста для вывода на режим сопровождается определенным загрязнением окружающей среды. [2]

При отработке скважины каждые полчаса снимают показания давления в НКТ и затрубе и замеряют емкость. [3]

В ходе отработки скважины отмечалось постепенное ее уменьшение. [5]

Операции по отработке скважины можно разделить на два этапа: сначала проводят очистку скважины, пока не достигается минимальная обводненность ( содержание воды), а затем проводят тестирование скважины до вывода ее на режим, то есть достижения стабильного притока. Тестирование скважины и вывод ее на режим обычно занимают от 12 до 48 часов. [6]

По мере увеличения отработок скважин можно будет дополнять данные по их работе и рассчитывать соответствующую дополнительную добычу за период. [7]

В процессе проведения отработки скважины необходимо периодически, после смены режима или изменении объемов выноса, производить отбор проб пластовой жидкости и механических примесей на гидрохимический и гранулометрический анализ. [8]

При незначительном времени отработки скважины ( 2 - 5 суток) трещины не очищаются от загрязнения, а проницаемость призабойной зоны по-прежнему остается ухудшенной. Степень ухудшения проницаемости может быть различной. Время освоения и испытания нефтеразведочных скважин ограничено по производственным соображениям, извлечение жидкости из пласта не превышает 5 суток. В этом случае процесс самопроизвольной очистки ПЗП, как правило, не завершается. Для выяснения эффективности принудительной очистки ПЗП раствором ПАВ в трещиноватых коллекторах были проведены эксперименты на скв. [10]

При освоении и отработке скважины внутренний диаметр дросселя ( штуцера) факельной линии не должен превышать внутренний диаметр элементов фонтанной арматуры. [12]

Для очистки ПЗП проведена отработка скважины на форсированных режимах, т.е. установили штуцеры более 10 мм ( рабочие штуцеры 3 - 4 мм) и параллельно с промывкой станком APT, что позволило в достаточной степени очистить ПЗП. [13]

Используемый в промысловой практике способ отработки скважин при постоянном дебите и нормативном сроке отработки 72 часа не соответствует оптимальным условиям очистки призабойной зоны скважины. [14]

Второй этап - производится осушение ПЗП отработкой скважины, выполняются газодинамические и геофизические исследования скважины ( ГИО) для определения профиля притока и коэффициента продуктивности. [15]

Страницы: 1 2 3 4

www.ngpedia.ru

отработка скважины - это... Что такое отработка скважины?

отработка скважины: Универсальный русско-английский словарь. Академик.ру. 2011.

отработка скважин на факел
отработка скважины для наблюдения притока

Смотреть что такое "отработка скважины" в других словарях:

Гидродинамические исследования скважин — (ГДИС) совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или… … Википедия
Газпром добыча Астрахань — ООО «Газпром добыча Астрахань» Тип Общество с ограниченной ответственностью Деятельность Добыча газа Год основания 1981 Прежние названия Астраха … Википедия
Скважинная гидродобыча — (a. hydraulic well mining, hydraulic borehole mining; н. hydraulische Bohrlochgewinnung; ф. exploitation hydraulique par forage; и. extraccion hidraulica de pozos) способ подземной гидравлич. разработки м ний твёрдых полезных ископаемых,… … Геологическая энциклопедия
ГОСТ Р 53713-2009: Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки — Терминология ГОСТ Р 53713 2009: Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки оригинал документа: (попутный) нефтяной газ; ПНГ: Смесь углеводородных и неуглеводородных газов и паров, находящихся как в свободном, так и в растворенном… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Подземная разработка — твёрдых полезных ископаемых, совокупность работ по вскрытию, подготовке месторождения и выемке полезного ископаемого (руд, нерудных полезных ископаемых и углей). Иной технологией отличается П. р. при помощи буровых скважин (например, при… … Большая советская энциклопедия
Китай — Китайская Народная Республикa (кит. Чжунхуа жэньминь гунхэго), гос во в центр. и Вост. Азии. Пл. 9,6 млн. км2. Hac. (включая o. Тайвань, Аомынь и Сянган) 1032 млн. чел. (1982). Столица Пекин. Офиц. язык китайский. Денежная единица юань. K … Геологическая энциклопедия
Соединённые Штаты Америки — (United States of America), США (USA), гос во в Cев. Aмерике. Пл. 9363,2 тыс. км2. Hac. 242,1 млн. чел. (1987). Cтолица Bашингтон. B адм. отношении терр. США делится на 50 штатов и федеральный (столичный) округ Kолумбия. Oфиц. язык… … Геологическая энциклопедия
Технологическая схема горнодобывающего предприятия — (a. flowsheet of a mine; н. technologisches Schema eines Bergwerk; ф. schema technologique de l entreprise miniere; и. esquema technologica de empresa minera) совокупность осн. и вспомогат. производств. процессов в сочетании с… … Геологическая энциклопедия
Самоорганизация горного массива вокруг полости — Связать? Самоорганизация горного массива вокруг полости это природное явление, заключающееся в перераспределении напряжений внутри горного массива, вызванного образованием внутри него полости (неоднородности), таким образом, что фо … Википедия
Подземное растворение — полезных ископаемых, метод добычи полезного ископаемого через скважины растворением водой на месте его залегания. Применяется для разработки залежей каменной и калийных солей. Добыча рассолов каменной соли через скважины известна … Большая советская энциклопедия
Кировское (Украина, Донецкая область) — город Кировское укр. Кіровське Флаг (описание) Файл:Flag of Kirovskoe.svgsd Герб … Википедия

universal_ru_en.academic.ru

ТАРТАНИЕ И ОТРАБОТКА СКВАЖИНЫ. СЕПАРАТОРЫ.

⇐ ПредыдущаяСтр 10 из 23Следующая ⇒

Для проведения тартания используется специальное оборудование. На станке капитального ремонта располагается тартальная лебедка, на барабане которой находится тартальный канат. Это металлический трос диаметром примерно в три раза меньше, чем талевый канат. Тартальный канат проходит через ролик на кронблоке мачты. На трос крепитсяшток длиной около трех метров, на котором фиксируетсясъемный сердечник. К съемному сердечнику прикрепляетсясердечник для капсы. Резиновая капса имеет цилиндрическую форму и диаметр, приближенный к внутреннему диаметру применяемых НКТ. Капса полая внутри, что позволяет надевать ее на сердечник и снимать по мере износа для замены.

При открытии тартальной задвижки шток лубрикатора с капсой начинают спускаться в скважину, раскручивая собственным весом барабан лебедки. Бурильщик при этом определяет глубину спуска капсы по рядам витков на барабане лебедки. Когда капса в НКТ входит в жидкость, под ногами ощущается толчок. После этого капсу опускают в жидкость на 100-150 метров, останавливают при помощи ручки тормоза и начинают подъем из скважины. При спуске капсы важно помнить, что не каждый толчок под ногами означает вхождение в жидкость. Из скважины могут периодически выходить скопления газа(газовые шапки), столкновение капсы с которыми тоже вызывает толчки, только гораздо слабее.

Во время очистки и тестирования проводятся следующие замеры:

1. Через определенные интервалы времени проверяется давление в НКТ и в затрубном пространстве.

Поскольку жидкость, поступающая из скважины в мерную емкость, состоит из воды, нефти и газа, ее необходимо очищать от газа до того, как она поступит в мерную емкость, чтобы не допустить загазованности рабочей площадки. Для этой цели применяютсепаратор, который устанавливают на линии между скважиной и емкостью. Таким образом, жидкость со скважины сначала поступает в сепаратор, где она очищается от газа, а из сепаратора направляется в емкость.

СЕПАРАТОРЫ

Сепаратор - это емкость, в которой нерастворимые друг в друге жидкости разделяются. На месторождении сепараторы используются для отделения газа от жидкости или одной жидкости (например, конденсата) от другой (например, воды).

Сепараторы могут иметь разные названия, но, независимо от того, как они называются, их назначение и рабочие процедуры одинаковы.

КЛАССИФИКАЦИЯ

Сепараторы классифицируются двумя способами: по положению или форме емкости и количеству разделяемых жидкостей. Существует три формы сепараторов:

1. Горизонтальные.

2. Вертикальные.

3. Сферические.

В нефтяной промышленности наиболее распространены горизонтальные и вертикальные сепараторы.

Обычно разделяются две или три жидкости. Если разделяются две жидкости, например, газ и жидкость, сепаратор считается двухфазным. Если же разделяются три жидкости, как, например, газ, нефть и вода, сепаратор считается трехфазным. Количество фаз соответствует количеству жидкостей, выходящих из сепаратора, а не количеству жидкостей на входе в сепаратор.

Например, в сепараторы, используемые при работе со скважиной, поступают газ, нефть и вода, но только газ и жидкость разделяются. Жидкость перетекает в другой сепаратор, где нефть отделяется от воды. Поэтому, двухфазный сепаратор - это тот, в котором входящая жидкость разделяется на две разные жидкости, а трехфазный обеспечивает разделение на три продукта.

Сепаратор любой формы может быть двухфазным или трехфазным. Другими словами, может быть горизонтальный двухфазный, горизонтальный трехфазный, вертикальный двухфазный сепаратор и т.д.

Некоторые жидкости из скважины могут содержать песок или твердые частицы, которые фильтруются в сепараторе. Специальные внутренние фильтры задерживают и собирают твердые частицы, однако, по классификации сепараторов это не является дополнительной фазой.

ПРИНЦИПЫ СЕПАРАЦИИ

Для функционирования сепараторов необходимы два фактора:

1. Разделяемые жидкости не должны растворяться друг в друге.

2. Одна жидкость должна быть легче другой.

Разделение жидкостей в сепараторе зависит от силы тяжести. Но сепарация невозможна только при действии силы тяжести, если жидкости растворяются друг в друге. Например, смесь из дистиллята и сырой нефти не будет разделяться в сепараторе, поскольку они растворяются друг в друге. Их нужно разделять в процессе перегонки.

Поскольку при разделении жидкостей сепараторы зависят от силы тяжести, скорость, с которой две жидкости могут быть разделены, зависит от разницы в весе жидкостей. Газ обычно имеет вес 5% от веса нефти, поэтому нефть и газ разделяются за секунды. С другой стороны, нефть может весить 75% от веса воды и на их разделение уйдет несколько минут. Разница в весе жидкостей является главным фактором, влияющим на процесс сепарации.

Плотностью жидкости называется отношение веса жидкости к ее объему. Плотность воды -1000 кг/м³, плотность сырой нефти - около 800 кг/м³. Плотность газа зависит прежде всего от его давления. Например, плотность 1м³ природного газа при давлении 5200 кПа, составляет около 36 кг/м³. Может показаться, что газ с такой плотностью немедленно отделится от сырой нефти с плотностью 800 кг/м³. Действительно, на 95% сепарация произойдет почти сразу. Однако жидкость будет оставаться в газе в виде мельчайших капелек, которые должны выделиться для завершения сепарации. Если капельки жидкости не выделятся в сепараторе, впоследствии они могут создать серьезные проблемы, когда начнут появляться в газовой линии.

Выход капелек жидкости из газа является наиболее трудной операцией в сепараторе. Обычно мельчайшие капельки не выделяются из газа до тех пор, пока не начнут соединяться и образовывать большие по объему капельки.

Для образования больших капель применяются специальные внутренние устройства.

В сепараторах используютсяотражатели, конденсато-сборники, каплеобразователи, выпрямители и фильтры. В

каждом устройстве капельки жидкости собираются к поверхности устройства и соединяются с другими капельками, образуя большие капли. Эффективность сепарации зависит от размеров площади поверхности каплеобразования.

Капли жидкости будут выделяться из газа при следующих условиях:

1. Газ остается в сепараторе достаточно долго, чтобы начался процесс каплеобразования.

2. Поток газа через сепаратор достаточно невелик, чтобы не допустить завихрений, которые могут перемешивать газ и препятствовать каплеобразованию.

Разница в весе газа и жидкости определяет максимальный уровень потока газа, при котором возможно каплеобразование. Например, каплеобразование будет происходить при давлении газа 5200 кПа если газ движется в сепараторе со скоростью меньше, чем 30 см/сек. Другими словами, сепаратор достаточно большой для того, чтобы газ продвигался в нем от входа к выходу со скоростью 30 см/сек или меньше.

Как уже было сказано, при давлении 5200 кПа плотность газа составляет 36 кг/м³, в то время как его естественная плотность составляет 1,6 кг/м³ при давлении 102 кПа. Поскольку плотность газа при давлении 102 кПа меньше, капли нефти будут выделяться быстрее в связи с тем, что будет больше разница в весе между газом с низким давлением и нефтью. Газ может продвигаться быстрее в сепараторе с низким давлением и фактически передвигается со скоростью 152 см/сек, не нарушая процесса каплеобразования.

В большинстве случаев пузырьки газа выходят из жидкости через 30-60 секунд. Поэтому сепаратор конструируется таким образом, чтобы жидкость оставалась в емкости от 30 до 60 секунд. Время, которое жидкость находится в емкости сепаратора, называетсявременем пребывания жидкости. Если необходимо, чтобы у сепаратора было время пребывания жидкости 60 секунд, а уровень притока на входе 380 л/мин, то часть сепаратора, предназначенная для жидкости, конструируется для возможности вмещения 380 литров.

Еще одна причина, по которой газ и жидкость, выходящие из сепаратора, должны быть чистыми, заключается в том, что присутствие одного из них в другом не позволит производить точные замеры притока. Когда в жидкости содержатся пузырьки газа, объем такой смеси увеличивается на объем газа, находящегося в ней. Капельки жидкости в газе также приводят к завышению показаний замеров.

КОНСТРУКЦИИ СЕПАРАТОРОВ

Сепараторы конструируются в два этапа:

1. Определение размеров секции для газа, где будут выделяться капельки жидкости.

2. Определение размеров секции для жидкости, где будут выходить пузырьки газа.

Размеры секции для газа зависят от уровня притока газа и разницы плотности газа и жидкости, которая определяет скорость движения газа в сепараторе.

Газ будет отделяться от жидкости быстрее, когда он движется не в вертикальном, а в горизонтальном направлении. Когда поток вертикальный, газ движется вверх, а капли жидкости -вниз. Каждая жидкость движется в направлении, которое мешает потоку другой жидкости.

Когда обе жидкости движутся в горизонтальном направлении, газ может подниматься наверх, а жидкость -опускаться вниз, не мешая друг другу. Таким образом, доля газа будет меньше в горизонтальном сепараторе по сравнению с вертикальным.

Размер сепаратора определяется путем суммирования объемов, необходимых для секции газа и секции жидкости. Секция газа в сепараторе называетсяпространством высвобождения газов и ее размеры обычно определяются до определения размеров секции для жидкости.

Сепараторы являются существенной частью оборудования почти при каждой операции. Их главным применением на месторождении является разделение газа, нефти и воды. Чтобы представлять коммерческую ценность, каждая из этих жидкостей должна пройти 100% очистку от других жидкостей.

Жидкость должна быть отделена от газа, чтобы не допустить ее скопление в нижней части трубопровода, что могло бы ограничить поток газа. Если газ подлежит переработке, находящаяся в нем жидкость может привести к серьезным проблемам на заводе.

Сырая нефть должна быть очищена от газа так, чтобы емкости для хранения не представляли опасности при испарении газа. Содержание воды в нефти должно быть минимальным для предотвращения ухудшения качества нефти. Нефть от воды необходимо отделять также по причине охраны окружающей среды.

Список применения сепараторов может быть бесконечным и попытка создать его не имеет смысла.

КОНТРОЛЬ

Необходимо осуществлять два главных вида контроля при работе с сепаратором:

1. Контроль давления

2. Контроль уровня

КОНТРОЛЬ ДАВЛЕНИЯ

При повышении рабочего давления сепаратора увеличиваются его возможности. Давление на сепараторе должно поддерживаться на максимально возможном уровне для улучшения сепарации. Повышение давления уменьшает реальный объем газа, тем самым понижая скорость движения газа в сепараторе. Давление регулируется при помощи регулятора давления, который управляет потоком газа, выходящим из сепаратора.

КОНТРОЛЬ УРОВНЯ

Большинство регуляторов контроля уровня имеют поплавок, частично погруженный в жидкость в сепараторе. Регулятор уровня фиксирует подъем уровня жидкости в сепараторе и передает сигнал контрольному клапану, который открывается и через него выливается избыток жидкости. Соответственно, когда уровень жидкости падает, регулятор уровня передает сигнал и контрольный клапан закрывается.

Во время свабирования и отработки скважины особое внимание уделяется технике безопасности, поскольку из скважины выходит газ. Каждый человек, снимающий показания манометров или находящийся на емкости, должен иметь дыхательную маску и персональный детектор газа, который показывает концентрацию сероводорода в воздухе и взрывоопасность. Детектор издает предупреждающий сигнал при превышении допустимой концентрации.

Приток нефти, а также обводненность могут то увеличиваться, то уменьшаться. Когда обводненность доходит до малых величин, а дебит за каждый отрезок времени примерно выравнивается в течении шести часов, это означает, что скважина выходит на стабильный режим работы. В этом случае тестирование заканчивают и работу скважины переводят на трубопровод.

EXERCISES

infopedia.su

Отработка - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Отработка - скважина

Cтраница 2

Продукция пласта, получаемая при освоении и отработке скважины, после ее очистки от бурового раствора должна направляться в нефтесборную сеть. [16]

ДИКТ) для измерения расхода газа во время отработки скважины и последующих стандартных газодинамических исследований, В частности, после освоения скважины и кратковременной, примерно в течение одного часа, продувки в атмосферу ( задвижки 5 и 6 закрыты, задвижка 7 открыта) поток газа переводится на сепарационное устройство для отбора и измерения количества жидкости и мехпримесей, выносимых из скважины. Затем из сепарационного устройства стравливают давление через верхние вентили на контейнерах 4 и сливают жидкость из контейнеров в емкости для измерения ее объема и отбора проб на химический анализ. После этого снова открывают задвижки 5 и 6, закрывают задвижку 7 и цикл операций по измерению количества вынесенной из скважины жидкости и отбору проб повторяют. [17]

В частности, на АГКМ в начальный период отработки скважины выходит жидкость с плавно увеличивающимся расходом. Затем выход жидкости приобретает пульсирующий характер, вызванный появлением газовых пробок. В дальнейшем пульсации прекращаются, и из скважины выходит газ с выбросом жидкости. Вынос пробок носит случайный характер. Продолжительность начального периода зависит от продуктивной характеристики скважины и длится от десятков минут до нескольких часов. [18]

Если опасность коррозии отсутствует и нет надобности в частой отработке скважин, что может быть доказано лабораторными исследованиями и практическими данными, насосно-компрессорные трубы можно и не спускать. [20]

Приток вызывают свабированием или с помощью компрессора, производится отработка скважины и очистка призабойной зоны от продуктов реакции. [21]

Динамика параметров, показанная на рис. 5.61, показывает, что отработка скважины после воздействия происходила в два этапа. [22]

Рассмотрим пример, который хотя и не совсем точно, но позволяет оценить время отработки скважины и получаемые при этом погрешности в определении коэффициента продуктивности. Этот вывод Г. Л. Говоровой был получен на примере гипотетической скважины, в которой дебит соответственно ежемесячно и ежеквартально увеличивался на 10 и 20 % по отношению к первоначальному. [24]

Способ подготовки законченных строительством газовых скважин для ускоренного запуска в работу в условиях Крайнего Севера включает отработку скважины до полного выноса техногенных жидкостей из скважины при освоении, проведение полного комплекса газодинамических исследований и ее временную консервацию до начала эксплуатации. [25]

Дополнительную информацию об эффективности воздействия на при-забойную зону скважины позволяет получить комплекс исследований, выполненных в ходе отработки скважины сотрудниками Вуктыльского ГПУ и СеверНИПИГАЗа. Он включал: контроль за параметрами работы скважины, замеры забойного давления, отбор проб сырого конденсата и газа сепарации с целью определения состава добываемой продукции, периодический отбор проб выветренного конденсата, воды и газа сепарации с целью контроля изменения их состава и свойств. [26]

Смещение кривых вниз от исследования к исследованию соответствует улучшению призабойной зоны скважины, что объясняется очисткой ее в процессе отработки скважины. [28]

При исследовании скважин, возбуждаемых компрессором, также предусматриваются полный контроль состояния забойного давления, фоновые замеры до компрессирования, изучение процесса отработки скважины компрессором и замеры в работающей скважине, в том числе при необходимости интенсификации притока путем стравливания воздуха из межтрубья. [29]

Динамика основных параметров работы скважины до и после обработки призабойной зоны приведена на рис. 5.58, 5.59. Анализ промысловых данных оперативного контроля за основными параметрами отбираемой из скважины продукции показывает, что отработка скважины от сухого газа, закачанного в ходе продавки ШФЛУ, продолжалась не менее месяца после пуска скважины в работу. [30]

Страницы: 1 2 3 4

www.ngpedia.ru

Гидродинамические исследования скважин — Википедия

Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) — совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию во времени.

Интерпретация ГДИС позволяет оценить продуктивные и фильтрационные характеристики пластов и скважин (пластовое давление, продуктивность или фильтрационные коэффициенты, обводнённость, газовый фактор, гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность, скин-фактор и т. д.), а также особенности околоскважинной и удалённой зон пласта. Эти исследования являются прямым методом определения фильтрационных свойств горных пород в условиях залегания (in situ), характера насыщения пласта (газ/нефть/вода) и физических свойств пластовых флюидов (плотность, вязкость, объёмный коэффициент, сжимаемость, давление насыщения и т. д.).

Анализ ГДИС основан на установлении взаимосвязей между дебитами скважин и определяющими их перепадами давления в пласте. Основы современной теории гидродинамических исследований скважин были заложены в трудах таких выдающихся ученых, как Лейбензон Л. С., Щелкачев В. Н., Маскет М., Чарный И. А. и др.

Различают ГДИС на установившихся режимах фильтрации — метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) и на неустановившихся режимах — методы кривой восстановления давления (КВД), кривой падения давления (КПД), кривой восстановления уровня (КВУ) или кривой притока (КП).

Испытатель пластов на трубах (ИПТ)[править | править код]

Испытание пласта — это технологический комплекс работ в скважине, связанный со спускоподъёмными операциями инструмента, созданием глубокой депрессии на пласт, многоцикловым вызовом притока пластовой жидкости и отбором глубинных проб с регистрацией диаграмм изменения давления и температуры на забое и в трубах автономными манометрами.

Каждый цикл состоит из открытого периода с регистрацией кривой притока (КП) и закрытого периода с регистрацией кривой восстановления давления (КВД). Продолжительнось периодов выбирают, исходя из решаемой задачи. Так для определения начального пластового давления используют КВД после кратковременного притока (первый цикл), для отбора представительной пробы пластового флюида и оценки фактической продуктивности требуется большая продолжительность притока, а также длительная КВД для определения гидропроводности удалённой зоны пласта, потенциальной продуктивности и скин-фактора (второй цикл).

ИПТ применяют для испытаний пластов в открытом стволе в процессе бурения, а также в обсаженных и перфорированных скважинах, когда использование стандартных технологий КВД и ИД малоинформативно:

в низко- и среднедебитных эксплуатационных скважинах,
при наличии перфорации двух стратиграфически различных пластов,
при работе скважины в режиме неустойчивого фонтанирования.

Преимущества ИПТ заключаются в возможности создания малого подпакерного объёма, что позволяет снизить влияние упругой реакции ствола скважины и, тем самым, получить необходимые условия фильтрации в пласте при существенно меньшей продолжительности исследований.

Тем не менее, время нахождения инструмента на забое скважины ограничено технологическими причинами (несколько часов). Поэтому радиус исследования пласта при ИПТ невелик и полученные параметры пласта лишь приблизительно характеризуют добывные возможности скважины в условиях длительной эксплуатации.

Кривая восстановления давления (КВД)[править | править код]

Метод кривой восстановления давления (КВД) применяется для скважин, фонтанирующих с высокими и устойчивыми дебитами.

Исследование методом КВД заключается в регистрации давления в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён), которая была закрыта путём герметизации устья после кратковременной работы с известным дебитом (тест Хорнера) или после установившегося отбора (метод касательной).

Для определения параметров удалённой от скважины зоны пласта длительность регистрации КВД должна быть достаточной для исключения влияния «послепритока» (продолжающегося притока жидкости в ствол скважины), после чего увеличение давления происходит только за счёт сжатия жидкости в пласте и её фильтрации из удалённой в ближнюю зону пласта (конечный участок КВД).

Продолжительность исследования эксплуатационной скважины методом КВД может составлять от нескольких десятков часов до нескольких недель, благодаря чему радиус исследования охватывает значительную зону пласта. Тем не менее, при большой длительности исследования конечные участки КВД могут быть искажены влиянием соседних скважин на распределение давления в удалённой зоне пласта.

Кривая восстановления уровня (КВУ)[править | править код]

Метод кривой восстановления уровней (КВУ) применяется для скважин с низкими пластовыми давлениями (с низкими статическими уровнями), то есть нефонтанирующих (без перелива на устье скважины) или неустойчиво фонтанирующих.

Вызов притока в таких скважинах осуществляется путём снижения уровня жидкости в стволе скважины методом компрессирования или свабирования.

КВУ проводится в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён) которая была закрыта путём герметизации устья. Из пласта продолжается затухающий со временем приток, сопровождающийся подъёмом уровня жидкости в стволе скважины. Производится регистрация глубины динамического уровня жидкости (ГЖР — газожидкостного раздела) и ВНР (водонефтяного раздела) с течением времени. Подъём уровня и рост столба жидкости сопровождается увеличением давления. Кривую изменения давления в этом случае называют кривой притока (КП). После полного прекращения притока и восстановления давления выполняют замер статического уровня и пластового давления.

Длительность регистрации КВУ или КП зависит от продуктивности скважины, плотности флюида, площади сечения поднимающегося в стволе скважины потока жидкости и угла наклона ствола скважины.

Обработка КВУ позволяет рассчитать пластовое давление, дебит жидкости и коэффициент продуктивности, а в случае регистрации глубины ВНР — обводнённость продукции. При совместной регистрации глубины уровня жидкости и давления глубинным манометром можно получить оценку средней плотности жидкости.

Попытки обработать КВУ по нестационарным моделям «с учётом притока» с целью получения гидропроводности удалённой зоны пласта и скин-фактора, как правило, малоинформативны из-за очень большой упругоёмности ствола скважины с открытым устьем или газовой шапкой. В такой ситуации влияние «послепритока» существенно на всём протяжении КВУ, а методики «учёта притока» часто не дают однозначной интерпретации КП. Для исключения влияния «послепритока» применяют изоляцию интервала испытания пакерами от остального ствола скважины с использованием ИПТ (см. выше).

Индикаторные диаграммы (ИД)[править | править код]

Метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) применяется с целью определения оптимального способа эксплуатации скважины, изучения влияния режима работы скважины на величину дебита. Индикаторные диаграммы строятся по данным установившихся отборов и представляют собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления.

Метод установившихся отборов применим для скважин с высокими устойчивыми дебитами и предусматривает проведение замеров на 4-5 установившихся режимах. Отработка скважины, как правило, проводится на штуцерах с различными диаметрами. При каждом режиме измеряют забойное давление, дебиты жидкой и газообразной фаз пластового флюида, обводнённости и др.

Основными определяемыми параметрами являются фильтрационно-ёмкостные свойства призабойной зоны. Для более полной оценки фильтрационных характеристик пласта необходимо комплексирование с методом КВД в остановленной скважине (см. выше).

Гидропрослушивание[править | править код]

Гидропрослушивание осуществляется с целью изучения параметров пласта (пьезопроводность, гидропроводность), линий выклинивания, тектонических нарушений и т. п. Сущность метода заключается в наблюдении за изменением уровня или давления в реагирующих скважинах, обусловленным изменением отбора жидкости в соседних возмущающих скважинах. Фиксируя начало прекращения или изменения отбора жидкости в возмущающей скважине и начало изменения давления в реагирующей скважине, по времени пробега волны давления от одной скважины до другой можно судить о свойствах пласта в межскважинном пространстве.

Если при гидропрослушивании в скважине не отмечается реагирование на изменение отбора в соседней скважине, то это указывает на отсутствие гидродинамической связи между скважинами вследствие наличия непроницаемого экрана (тектонического нарушения, выклинивания пласта). Таким образом, гидропрослушивание позволяет выявить особенности строения пласта, которые не всегда представляется возможным установить в процессе разведки и геологического изучения месторождения.

Справочная книга по добыче нефти под редакцией Ш. К. Гиматудинова, 1974.
Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти. М: Нефть и газ, 2003.
СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН. Справочник инженера по исследованию скважин. М.: Издательство «Инфра-Инженерия», 2010, ISBN 978-5-9729-0031-2
А. Чодри. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН/ ООО Премиум Инжиниринг, 2011.
А. А. Орлов Возможность определения тектонических напряжений в горных породах по замерам пластовых давлений в скважинах. Республиканский межведомственный научный сборник «Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений», выпуск 17, Львов, 1980.
В. Н. Боганик. Гидродинамические исследования скважин. Стандартная и комплексная обработка с использованием метода переменных депрессий и программной системы «ГДИ-эффект» (нефть и газ, разведка и эксплуатация), ООО «Сам Полиграфист», 2014.

Клуб исследователей скважин.
Форум геологов и инженеров.

ru.wikipedia.org

отработка скважин - это... Что такое отработка скважин?

отработка скважин: Geology: well performance

отработка системой магазинирования
отработка скважин на факел

Смотреть что такое "отработка скважин" в других словарях:

Гидродинамические исследования скважин — (ГДИС) совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или… … Википедия
Скважинная гидродобыча — (a. hydraulic well mining, hydraulic borehole mining; н. hydraulische Bohrlochgewinnung; ф. exploitation hydraulique par forage; и. extraccion hidraulica de pozos) способ подземной гидравлич. разработки м ний твёрдых полезных ископаемых,… … Геологическая энциклопедия
Внекорабельная деятельность космонавтов (таблица) — Основная статья: Выход в открытый космос Содержание 1 Введение 2 Выходы с 1 го по 50 й (1965 1984 годы) … Википедия
ГОСТ Р 53713-2009: Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки — Терминология ГОСТ Р 53713 2009: Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки оригинал документа: (попутный) нефтяной газ; ПНГ: Смесь углеводородных и неуглеводородных газов и паров, находящихся как в свободном, так и в растворенном… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Комбинированная система разработки — (a. combined mining method; н. kombiniertes Abbauverfahren; ф. methode mixte d exploitation; и. sistema combinada de beneficio, sistema combinada de explotacion) отработка подготовленной к выемке части залежи полезного ископаемого c… … Геологическая энциклопедия
Подземная разработка — твёрдых полезных ископаемых, совокупность работ по вскрытию, подготовке месторождения и выемке полезного ископаемого (руд, нерудных полезных ископаемых и углей). Иной технологией отличается П. р. при помощи буровых скважин (например, при… … Большая советская энциклопедия
Китай — Китайская Народная Республикa (кит. Чжунхуа жэньминь гунхэго), гос во в центр. и Вост. Азии. Пл. 9,6 млн. км2. Hac. (включая o. Тайвань, Аомынь и Сянган) 1032 млн. чел. (1982). Столица Пекин. Офиц. язык китайский. Денежная единица юань. K … Геологическая энциклопедия
Газпром добыча Астрахань — ООО «Газпром добыча Астрахань» Тип Общество с ограниченной ответственностью Деятельность Добыча газа Год основания 1981 Прежние названия Астраха … Википедия
Соединённые Штаты Америки — (United States of America), США (USA), гос во в Cев. Aмерике. Пл. 9363,2 тыс. км2. Hac. 242,1 млн. чел. (1987). Cтолица Bашингтон. B адм. отношении терр. США делится на 50 штатов и федеральный (столичный) округ Kолумбия. Oфиц. язык… … Геологическая энциклопедия
Газпром ВНИИГАЗ — ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Тип Общество с ограниченной ответственностью Год основания 2 июня 1948 Прежние названия Всесоюзный научно исследовательский институт природных газов ВНИИГАЗ Распол … Википедия
Селективная (́раздельная) выемка — (a. selective mining; н. selektiver Abbau, selektive Gewinnung; ф. abattage selectif, depilage separe; и. arranque selectivo) раздельное извлечение из недр каждой разновидности (или сорта) полезных ископаемых или полезных ископаемых и… … Геологическая энциклопедия

universal_ru_en.academic.ru

К вопросу об отработке нагнетательных скважин

Для цитирования: Соколов С. В. К вопросу об отработке нагнетательных скважин / С. В. Соколов // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2018. Том 4. № 2. С. 83-93. DOI: 10.21684/2411-7978-2018-4-2-83-93

Об авторе:

Соколов Сергей Викторович, кандидат технических наук, старший эксперт, Тюменский нефтяной научный центр; [email protected]

Аннотация:

Одним из основных недостатков классической модели материального баланса, используемой при анализе состояния разработки нефтяных месторождений, является единая величина давления во всех элементах пластовой системы. Это особенно актуально для водоплавающих залежей, залежей с активной законтурной зоной (аквифером), а также залежей, эксплуатируемых с поддержанием пластового давления.

В данной работе предложена математическая модель, включающая в себя три функциональных элемента пластовой системы (зоны), в каждом из которых поддерживается свое пластовое давление. Балансовые уравнения модели позволяют прогнозировать поведение пластовой системы при известных значениях емкостных и фильтрационных параметров, а также допускают решение обратной задачи.

На основе фактических показателей разработки залежи были восстановлены значения упругоемкостей зон, а также гидродинамических проводимостей между этими зонами. С помощью представленной модели был выполнен прогноз технологических показателей при различном соотношении добывающих и нагнетательных скважин. Ретроспективный анализ показал, какую стратегию разработки следовало бы проводить с начала эксплуатации рассматриваемой залежи.

Список литературы:

Ситников А. Н. Метод определения оптимального времени отработки нагнетательных скважин / А. Н. Ситников, А. А. Пустовских, А. П. Рощектаев, Ц. В. Анджукаев // Нефтяное хозяйство. 2015. № 3. С. 84-87.
Хасанов М. М. Определение оптимального периода отработки нагнетательной скважины на нефть / М. М. Хасанов, В. А. Краснов, В. А. Коротовских // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2007. № 5. С. 19-22.

vestnik.utmn.ru

ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН | GAS-Engineering

Применение газовых эжекторов для интенсификации добычи продукции низконапорной скважины за счет энергии высоконапорной скважины того же куста газовых скважин.

По мере снижения ресурсно-энергетического потенциала месторождения проектная схема кустового расположения добывающих скважин со сбором продукции в общий коллектор перестала обеспечивать необходимые условия для устойчивой эксплуатации газосборных сетей и скважин. Частые остановки скважин из-за накопления жидкости на забое вызывали необходимость систематических продувок с загрязнением атмосферы продуктами горения. С целью сокращения выбросов в атмосферу и рационального использования пластовой энергии часть низконапорных газоконденсатных скважин может быть создана двухнапорная система сбора.

Работы по интенсификации притока к забою низкодебитных скважин, не всегда успешны. Значительная часть простаивающих скважин, это низкодебитные скважины, по которым уже были проведены работы по интенсификации притока, водоизоляции и т. п., которые по-прежнему не способны работать в общий газосборный коллектор и простаивают в ожидании принятия технического решения. Одним из этапов расширения сферы применения газовых эжекторов — изготовление газового эжектора для монтажа в обвязке скважины с целью интенсификации добычи продукции низконапорной скважины за счет энергии высоконапорной скважины того же куста газовых скважин. Принципиальная схема обвязки куста газовой скважины с использованием эжекторной линии приведена на рис. 1.

Актуальность применения устьевых эжекторов вызвана следующими причинами. В связи с тем, что с вступлением газоконденсатного месторождения в период падающей добычи обостряются проблемы, связанные с накоплением жидкости на забоях эксплуатационных скважин. Снижение дебитов скважин по мере падения пластового давления, увеличение поступления воды с газом ведут к тому, что скорость газа у башмака НКТ падает ниже значения, при котором обеспечивается вынос жидкости (газового конденсата и пластовой воды) с забоя и вызывает тем самым так называемое самоглушение скважины 2. Кустовая схема размещения скважин еще более обостряет эту проблему. Во-первых, в этом случае существенно затруднен дистанционный контроль за параметрами работы отдельных скважин куста, подключенных к общему газосборному коллектору. Во-вторых, при кустовом размещении скважин, дебит каждой скважины куста определяется, при этом, из-за различия в добычных возможностях скважин одного куста и различий в составе добываемой продукции (наличие – отсутствие пластовой воды) отдельные скважины куста, зачастую, уже не способны работать в общий ГСК при существующем в нем давлении. Так называемые низко дебитные скважины периодически скапливают жидкости (газовый конденсат и пластовая вода) на забое и гидратных пробок в НКТ. Пуск в работу остановившейся скважины связан со значительными трудозатратами, привлечением спецтехники. Отработка скважины на факел куста для вывода на режим сопровождается определенным загрязнением окружающей среды. По схеме установки эжектора – было предложено монтировать эжектор в обвязке высоконапорной скважины на месте существующего тройника подключения факельной линии куста. Такое размещение эжектора позволило отказаться от проведения каких-либо дополнительных переобвязок трубопроводов куста газовых скважин и тем самым существенно уменьшить затраты на внедрение. Схема эжектирования пускается в работу простым переключением низконапорной скважины в факельный коллектор и открытием факельной задвижки в обвязке высоконапорной скважины.

МОДЕРНИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ СБОРА СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЭЖЕКЦИИ

При добыче природного газа реализуются технологические процессы, приводящие к высвобождению большого количества газа с низким давлением. На практике такой газ сжигается в факелах открытым способом из-за невозможности его промышленного использования, что приводит не только к безвозвратной потере ценного сырья, но и к экологическому загрязнению обширных зон.

Многие месторождения находятся в режиме падающей добычи. Это значит, что наметилась устойчивая тенденция к снижению пластового давления, дебита эксплуатационных скважин, увеличению обводненности призабойной зоны скважин и скважинной продукции.

Для эффективного использования всех низконапорных скважин газовых и газоконденсатных месторождений целесообразно подключать их в общий коллектор при помощи эжекторной установки, в которой давление газа из низконапорной скважины повышается за счет энергии части газового потока из высоконапорных скважин. Это позволяет:

повысить давление газа в коллекторе;
уменьшить мощность транспортных газокомпрессорных станций;
увеличить дебит природного газа из низконапорных скважин;
отказаться от сжигания природного газа из низконапорных малорасходных скважин;
подключить в сеть низконапорные источники газа;
отказаться от эксплуатации винтовых и поршневых компрессоров;
значительно сократить капитальные и эксплуатационные затраты;
улучшить экологию проводимых работ.

Технология эжекции заключается в применении газового эжектора, в котором происходит передача кинетической энергии от одной среды, движущейся с большой скоростью, к другой. Эжектор, работая по закону Бернулли, создаёт в сужающемся сечении пониженное давление одной среды, что вызывает подсос в поток другой среды. Транспорт газа осуществляется следующим образом. Добываемый природный газ от всех источников сбрасывается в общий коллектор, а затем через дожимную газокомпрессорную станцию — в общую магистраль. При этом давление в коллекторе необходимо держать ниже давления газа из самого низконапорного источника. Расход газа из низконапорных скважин при этом невелик из-за малого перепада давления, а энергия давления газа из высоконапорных скважин будет бесполезно тратиться при расширении (дросселировании) его до давления в общей магистрали.

Представленная ниже схема сбора продукции газовых скважин представляет собой куст, который включает три газовые скважины 1, 2, 3, факельное хозяйство куста, линию задавки скважин, а также коммуникации газопроводов, объединяющие вышеперечисленные элементы в единый элемент системы сбора скважинной продукции газоконденсатного месторождения.

В процессе эксплуатации зона дренирования скважины № 1 по эксплуатационному объекту была истощена, обводненность скважины достигла критических параметров и не представляла возможности дальнейшей разработки.

С течением времени и эксплуатации куста фактически одновременная работа трех скважин стала невозможной, так как давление в шлейфе превысило не только рабочее буферное, но и статическое давление скважин № 2, 3.

Наиболее эффективным способом понижения давления на устьях скважин № 2, 3 является использование избыточного давления высоконапорной скважины № 1 применением эжекции.

При установке на куст газовых скважин газоконденсатного месторождения установки эжекции газа с расчетными параметрами, возможно обеспечить как одновременную работу всех трех скважин куста, так и транспорт продукции скважин в коллектор установки подготовки газа.

Модернизация системы сбора скважинной продукции на газоконденсатном месторождении дает положительный результат. Дополнительная добыча газа будет получена в результате снижения давления на буфере газодобывающих скважин, разрабатывающих эксплуатационные объекты с более низкими пластовыми давлениями.

Установка эжекторов на куст скважин является экономически привлекательным проектом.

Применение эжекторной технологии в системе сбора продукции скважин

Большинство разрабатываемых в настоящее время месторождений находится на поздней стадии разработки, и неизбежное снижение пластового давления приводит к увеличению затрат на добычу углеводородного сырья. В то же время основой эффективной работы любого предприятия является снижение себестоимости продукции. Для большинства нововведений необходимы высокие финансовые затраты, что часто затрудняет их реализацию.

Одним из решений, эффективных с точки зрения минимизации капитальных вложений, является применение эжекторных технологий, использующих энергию пласта. Физическая основа данных технологий заключается в передаче кинетической энергии от движущейся с большой скоростью среды к другой среде с ее последующим уносом. Данные технологии применяются для решения широкого круга задач, в частности:

создание депрессии на пласт с целью вызова притока к забою скважины;
совместное с ЭЦН использование для уменьшения скопления свободного газа в затрубном пространстве;
увеличение отбора углеводородов при газлифтном способе эксплуатации скважин;
эксплуатация скважины с устьевым давлением более низким, чем давление в коллекторе, за счет скважины-донора;
возвращение нефтяного газа на повторную сепарацию за счет энергии газа высокого давления;
добавление реагентов, эмульгаторов, ингибиторов без применения насосов;
откачка воды из заглубленных емкостей, колодцев, приямков, приустьевых воронок скважин, кранов МПК при помощи газоводяных или пароводяных эжекторов и др.;
снижение устьевого давления при оборудовании устья каждой скважины эжекторной установкой.

Применение эжекционных течений жидкостей и газов позволяет интенсифицировать процессы сжатия газов, вакуумирования и охлаждения, теплообмена, массообмена, очистки газов от механических примесей и капельной жидкости, смешения и эмульгирования. Аппараты, в которых осуществляются указанные процессы, просты по конструкции и в изготовлении, хорошо совместимы с другим технологическим оборудованием, достаточно экономичны.

Применение эжекторных установок

Применение эжектора на устье дает возможность эксплуатации скважин с более низкими устьевыми давлениями, чем давление на входе в установку комплексной подготовки газа. Устьевые давления скважин, работающих в общий коллектор, значительно различаются из-за многопластовости эксплуатируемых объектов. Давление в коллекторе определяется минимальным устьевым давлением в скважине, поэтому при дальнейшем снижении пластового давления осложняется сбор продукции скважин с низким устьевым давлением. Повышение устьевого давления обычно осуществляется компрессорами. Для строительства и оборудования компрессорных станций необходимы большие капитальные вложения и в последующем высокие эксплуатационные затраты, что в большинстве случаев приводит к нерентабельности их строительства.

Для снижения устьевого давления с использованием эжектора газ из низконапорной скважины дожимается с помощью эжектора высоконапорным газом из скважины-донора. Высоконапорный (эжектирующий) газ с полным давлением поступает из сопла в смесительную камеру, далее в диффузор. При стационарном режиме работы эжектора во входном сечении смесительной камеры устанавливается статическое давление, которое всегда ниже полного давления низконапорного (эжектируемого) газа. Под действием разности давлений низконапорный газ устремляется в эжектор. В камеру смешения высоконапорный и низконапорный газы входят в виде двух раздельных потоков, которые могут различаться по химическому составу, скорости, температуре и давлению. Смешение потоков означает выравнивание параметров газов по всему сечению камеры.

Реализация проекта только по одной скважине позволит дополнительно добывать до 20-30 млн. м3/год газа и до 2-2,5 тыс. т/год конденсата.

Заключение

Внедрение предлагаемой электронной технологии позволит наиболее полно использовать находящееся в недрах углеводородное сырье и повысить эффективность воздействия на продуктивный пласт по сравнению с применяемыми технологиями. Благодаря предлагаемому подходу в разработку вовлекаются запасы, которые ранее считались нерентабельными.

Результаты работы могут быть использованы при разработке не только месторождений природных газов, в том числе с большим содержанием конденсата, вступающих или вступивших в период падающей добычи, но и нефтяных месторождений с газовой шапкой для решения вопроса рационального использования нефтяного газа.

Основные преимущества эжекторных установок: отсутствие движущихся частей; низкие требования к обслуживанию; высокая надежность; простота монтажа, эксплуатации и управления; возможность работы при наличии жидкостных пробок; небольшой период окупаемости при низкой начальной цене; возможность изменения сопла с учетом изменяющихся условий в скважине.

Этот метод является наиболее экономичным, так как не требует затрат на установку и работу насосного оборудования. Экономический эффект (NPV) при эксплуатации эжектора достигается за счет дополнительной добычи газа и нестабильного конденсата из низконапорных скважин вследствие вовлечения в работу ранее простаивающей скважины.

Использование новых подходов позволит более обосновано подбирать эксплуатационные условия и устанавливать оптимальные режимы работы эжекторных установок. С учетом состояния и перспективы применения техники и технологии эксплуатации газовых скважин, а также того, что несколько десятков тысяч малодебитных скважин в России простаивает, решение таких задач приведет к повышению энергетической эффективности эксплуатации газовых скважин

gas-en.ru

Гидродинамические исследования скважин - это... Что такое Гидродинамические исследования скважин?

Методы ГДИС

Различают ГДИС на установившихся режимах фильтрации – метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) и на неустановившихся режимах – методы кривой восстановления давления (КВД), кривой падения давления (КПД), кривой восстановления уровня (КВУ) или кривой притока (КП).

Испытатель пластов на трубах (ИПТ)

Испытание пласта - это технологический комплекс работ в скважине, связанный со спускоподъёмными операциями инструмента, созданием глубокой депрессии на пласт, многоцикловым вызовом притока пластовой жидкости и отбором глубинных проб с регистрацией диаграмм изменения давления и температуры на забое и в трубах автономными манометрами.

в низко- и среднедебитных эксплуатационных скважинах,
при наличии перфорации двух стратиграфически различных пластов,
при работе скважины в режиме неустойчивого фонтанирования.

Кривая восстановления давления (КВД)

Для определения параметров удалённой от скважины зоны пласта длительность регистрации КВД должна быть достаточной для исключения влияния "послепритока" (продолжающегося притока жидкости в ствол скважины), после чего увеличение давления происходит только за счёт сжатия жидкости в пласте и её фильтрации из удалённой в ближнюю зону пласта (конечный участок КВД).

Кривая восстановления уровня (КВУ)

КВУ проводится в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён) с открытым устьем. Из пласта продолжается затухающий со временем приток, сопровождающийся подъёмом уровня жидкости в стволе скважины. Производится регистрация глубины динамического уровня жидкости (ГЖР - газожидкостного раздела) и ВНР (водонефтяного раздела) с течением времени. Подъём уровня и рост столба жидкости сопровождается увеличением давления. Кривую изменения давления в этом случае называют кривой притока (КП). После полного прекращения притока и восстановления давления выполняют замер статического уровня и пластового давления.

Обработка КВУ позволяет рассчитать пластовое давление, дебит жидкости и коэффициент продуктивности, а в случае регистрации глубины ВНР - обводнённость продукции. При совместной регистрации глубины уровня жидкости и давления глубинным манометром можно получить оценку средней плотности жидкости.

Попытки обработать КВУ по нестационарным моделям "с учётом притока" с целью получения гидропроводности удалённой зоны пласта и скин-фактора, как правило, малоинформативны из-за очень большой упругоёмности ствола скважины с открытым устьем или газовой шапкой. В такой ситуации влияние "послепритока" существенно на всём протяжении КВУ, а методики "учёта притока" часто не дают однозначной интерпретации КП. Для исключения влияния "послепритока" применяют изоляцию интервала испытания пакерами от остального ствола скважины с использованием ИПТ (см. выше).

Индикаторные диаграммы (ИД)

Основными определяемыми параметрами являются пластовое давление и коэффициент продуктивности. Для более полной оценки фильтрационных характеристик пласта необходимо комплексирование с методом КВД в остановленной скважине (см. выше).

Гидропрослушивание

Программы интерпретации ГДИС

Литература

Справочная книга по добыче нефти под редакцией Ш. К. Гиматудинова, 1974.
Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти. М: Нефть и газ, 2003.
СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН. Справочник инженера по исследованию скважин. Издательство «Инфра-Инженерия», 2010.
А. Чодри. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН/ ООО Премиум Инжиниринг, 2011.
А. А. Орлов Возможность определения тектонических напряжений в горных породах по замерам пластовых давлений в скважинах. Республиканский межведомственный научный сборник «Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений», выпуск 17, Львов, 1980

Ссылки

Клуб исследователей скважин.
Форум геологов и инженеров.

dic.academic.ru

Отработка скважины это

Отработка - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Отработка - скважина

Тартание и отработка скважины. Сепараторы.

Отработка - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Отработка - скважина

отработка скважины - это... Что такое отработка скважины?

Смотреть что такое "отработка скважины" в других словарях:

ТАРТАНИЕ И ОТРАБОТКА СКВАЖИНЫ. СЕПАРАТОРЫ.

Отработка - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Отработка - скважина

Гидродинамические исследования скважин — Википедия

Испытатель пластов на трубах (ИПТ)[править | править код]

Кривая восстановления давления (КВД)[править | править код]

Кривая восстановления уровня (КВУ)[править | править код]

Индикаторные диаграммы (ИД)[править | править код]

Гидропрослушивание[править | править код]

отработка скважин - это... Что такое отработка скважин?

Смотреть что такое "отработка скважин" в других словарях:

К вопросу об отработке нагнетательных скважин

ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН | GAS-Engineering

Гидродинамические исследования скважин - это... Что такое Гидродинамические исследования скважин?

Методы ГДИС

Испытатель пластов на трубах (ИПТ)

Кривая восстановления давления (КВД)

Кривая восстановления уровня (КВУ)

Индикаторные диаграммы (ИД)

Гидропрослушивание

Программы интерпретации ГДИС

Литература

Ссылки

Смотрите также