Приемистость нагнетательных скважин это
Коэффициент продуктивности (приемистости) определяют путем исследования скважины методом установившихся отборов — Студопедия
Метод основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выражают в виде зависимости между дебитом и депрессией на забое скважины (индикаторной диаграммы) (рис.).
----
При фильтрации жидкости индикаторные линии обычно прямолинейны по всей длине или на начальном участке.
---
По добывающим скважинам выпуклость индикаторной линии к оси дебитов указывает на уменьшение коэффициента продуктивности скв. с увеличением депрессии на забое. Это может быть вызвано нарушением линейного закона фильтрации в прискважинной зоне пласта.
Другой причиной может быть уменьшение проницаемости коллектора при значительном снижении забойного давления вследствие смыкания трещин.
Выпуклость индикаторных линий к оси давлений может быть следствием постепенного включения в процесс фильтрации при снижении забойного давления ранее неработающих частей эффективной толщины пластов.
По нагнетательным скважинам основной причиной искривления индикаторных линий является раскрытие микротрещин в пласте по мере увеличения забойного давления.
На искривленном участке инд. кривой коэф. продуктивности (приемистости) изменчив и для каждой точки кривой определяется как отношение дебита (приемистости) к соответствующему перепаду давления.
---
Значение коэффициента продуктивности (приемистости) используют для прогноза дебитов (приемистости) скв. при перепадах давления, допустимых в рассматриваемых геологических условиях.
В геол.-промысловой практике часто пользуются удельным коэффициентом продуктивности(приемистости) Куд, характеризующим значение коэффициента продуктивности (приемистости) на 1 м работающей толщины пласта:
Куд = К/h
------------------------------------------------------------------
Коэф. продуктивности численно равен тангенсу угла α между индикаторной линией и осью перепада давления: Кпрод= tq α.
-----------------------------------------------------------------
---
По данным исследования скважин (по методу установившихся отборов) оцениваетсяосновная фильтрационная характеристика пласта - коэффициент проницаемости, а также комплексные характеристики пластов, учитывающих одновременно два-три основных свойства продуктивных пластов, оказывающих влияние на разработку залежей.
---
1. Коэффициент гидропроводности(м5/(Н×с) -наиболее ёмкая характеристика продуктивного пласта, определяющая его производительность в скважине.
где kпр - проницаемость пласта в районе исследуемой скважины;
h - работающая толщина пласта;
m - вязкость жидкости или газа.
---
2. Коэффициент проводимости,(м4/(Н×с)) - характеризуетподвижность флюида в пластовых условиях в районе скважины.где kпр - проницаемость пласта в районе исследуемой скважины;
m - вязкость жидкости или газа.
---
3.Коэффициент пьезопроводности(м2/с) характеризуетскорость перераспределения давления в пласте (последнее происходит не мгновенно, а в течение некоторого времени вследствие упругости породы и содержащейся в ней жидкости).
, (м2/с)
где kпр - коэффициент проницаемости пласта;
μ – вязкость нефти в пластовых условиях
b* - коэффициент упругоемкости пласта.
Упругоемкость пласта обуславливается сжимаемостью скелета коллектора и нефти, заполняющей его, и выражается формулой:
b* = kп bж + bс,
где bж и bс - коэффициенты сжимаемости пластовой жидкости и пористой среды, kп – коэффициент пористости;
---
Одним из основных факторов, влияющих на форму индикаторных линий, считают нарушение линейного закона фильтрации. Такое нарушение может быть следствием несовершенства скважины по характеру, степени или методу вскрытия.
---
Исследования скважин при неустановившихся режимах проводят при использовании данных о замере давления, восстановившегося в остановленной или снижающегося после открытия скважин.
Если в скважине, длительно эксплуатирующейся при установившемся режиме, мгновенно изменить дебит, то давление в любой точке пласта, отстоящей от центра скважины на расстоянии R, начнет изменяться в соответствии с зависимостью:
---
= из лек 7.1. = Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим или динамическим пластовым давлением.
Динамическое пластовое давление в различных частях залежи можно определить путем замера его в имеющихся отдельных простаивающих скважинах и в специально останавливаемых единичных скважинах (при сохранении фонда ближайших к ним скважин в работе).
Замеренное в остановленной скважине давление будет соответствовать динамическому при условии, что замер выполнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины. Значения забойного давления в скважине определяют в период установившегося режима ее работы, пластового – после продолжительной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более). Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубинный манометр спускают в скважину к середине пласта и в течение 20 мин фиксируют забойное давление. Затем скважину останавливают, после чего перо манометра регистрирует выполаживающуюся кривую восстановления давления (КВД) от забойного до динамического пластового.
Характер КВД в добывающей и нагнетательной скважинах показан на рис. 83. По окончании исследования скважину вводят в эксплуатацию.
При наличии достаточного опыта, когда становится известной необходимая в конкретных геологических условиях продолжительность остановки скважины для восстановления давления, замер динамического пластового давления можно проводить, спуская манометр в конце остановки, без снятия КВД.
studopedia.ru
Освоение нагнетательных скважин — Студопедия
Если целью освоения эксплуатационной скважины является получение возможно большего коэффициента продуктивности при данных параметрах пласта, то цель освоения нагнетательной скважины - получение возможно большего коэффициента поглощения или приемистости, который можно определить как отношение изменения количества нагнетаемой воды к соответствующему изменению давления нагнетания
,
или в дифференциальном виде
.
При больших Кп возможна закачка в пласт расчетных количеств воды при относительно низких давлениях нагнетания. Это приводит к сокращению энергетических затрат на поддержание пластового давления и к некоторому сокращению необходимого числа нагнетательных скважин.
Нагнетательные скважины бурятся в водонасыщенной (например, законтурные) и в нефтенасыщенной (скважины разрезающих рядов или внутриконтурные) частях пласта. Методы их освоения различны. Если первые осваиваются сразу под нагнетание воды, то вторые обычно предварительно эксплуатируются на нефть для получения самой нефти, а также для понижения пластового давления в зоне скважины. Если осваивается под нагнетание внутрпконтурный ряд нагнетательных скважин, то они осваиваются через одну, т. е. одна скважина ряда используется под нагнетание воды, а соседняя эксплуатируется как нефтяная с максимально возможным отбором жидкости. Следующая скважина также осваивается под нагнетание, а соседняя - как эксплуатационная и т. д.
Максимально возможный отбор нефти из скважин нагнетательного ряда производится до тех пор, пока в их продукции появится пресная вода, нагнетаемая в соседние водяные скважины. Такой порядок освоения позволяет сформировать в нефтенасыщенной части пласта линейный фронт нагнетаемой воды, вытесняющий нефть к эксплуатационным рядам скважин.
По степени трудности освоения нагнетательные скважины можно условно разделить на три группы.
I группа. Скважины, пробуренные в монолитные сравнительно однородные песчаники с хорошей проницаемостью [(0,5 - 0,7)10-12 м2 с толщиной пласта более 10 м. Они осваиваются простейшими способами, например, после тщательной промывки (допустимое КВЧ порядка 3 - 5 мг/л) последующим интенсивным поршневанием для создания чистых дренажных каналов в призабойной части пласта. Такие скважины обычно имеют высокие удельные коэффициенты приемистости (более 0,25 м3/(сут МПа) на 1 м толщины пласта) и работают с высокими устойчивыми расходами, превышающими 700 - 1000 м3сут.
II группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями, песчаники которых имеют пониженную проницаемость. Общая толщина песчаных прослоев обычно составляет от 6 до 12м. Средний удельный коэффициент приемистости таких скважин примерно в 2 раза меньше, чем у скважин I группы. Скважины II группы трудно осваиваемые и требуют специальных методов освоения или целого комплекса таких методов. Характеризуются затуханием поглотительной способности и периодическими остановками для мероприятий по восстановлению приемистости.
III группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями, чередующимися с проницаемыми песчаниками с малой суммарной толщиной и низкой проницаемостью. Удельные коэффициенты приемистости составляют менее 0,1 м3/(сут МПа). Освоение таких скважин под нагнетание затягивается на несколько месяцев и требует применения самых эффективных методов воздействия на их призабойную зону, как, например, поинтервального гидроразрыва пласта, кислотных обработок и очень больших давлений нагнетания, соизмеримых с горным. Приемистость скважин III группы быстро затухает и через 2 - 3 мес в них снова проводятся работы по ее восстановлению. Для таких скважин особенно жесткими становятся требования к закачиваемой воде, которая не должна содержать взвесь и гидроокись железа.
При освоении нагнетательных скважин используют следующие технические приемы.
1. Интенсивные промывки прямые и обратные с расходом 1200 - 1500 м3/сут до минимально возможного и стабильного содержания КВЧ в обратном потоке. Их продолжительность обычно 1 - 3 сут. Воду для промывки берут из нагнетательного водовода или закачивают насосным агрегатом по закольцованной схеме с обязательным предварительным отстоем воды в специальных емкостях. При этом тщательно контролируются выходящая и нагнетаемая воды на содержание КВЧ. Вообще скважины промывают после всех операций, проводимых для увеличения их поглотительной способности.
2. Интенсивный дренаж скважины для очистки призабойной зоны. Дренаж осуществляется различными методами.
а) Поршневанием при максимально возможной глубине спуска поршня, при этом необходимо устанавливать пакер, изолирующий кольцевое пространство. В последнем случае удается получить большие депрессии на пласт (до 12 МПа).
б) Компрессорным способом. Жидкость из скважины отбирается с помощью передвижного компрессора при условии, что последний позволяет продавить жидкость до башмака НКТ. Трубы в этом случае должны быть спущены до верхних дыр фильтра. Сверление в НКТ пускового отверстия для снижения необходимого давления компрессора в данном случае нежелательно, так как при последующем нагнетании воды через это отверстие давление будет передаваться в затрубное пространство. Использование пускового отверстия возможно только лишь в период интенсивного дренирования. Дренирование производится до стабилизации КВЧ при постоянном контроле за его содержанием.
в) Насосным способом (ПЦЭН) до стабилизации КВЧ.
г) Самоизливом при интенсивном водопритоке, т. е. сбросом воды из скважины в канализацию. Такая операция более эффективна при многократных кратковременных изливах, когда скважина периодически в течение 6 - 15 мин работает на излив с максимальной производительностью. Такую операцию повторяют до стабилизации КВЧ. К такому способу целесообразно прибегать в тех случаях, когда дебит скважины превышает несколько десятков кубометров в сутки. Кратковременными изливами удается в 4 - 6 раз сократить расход воды по сравнению с непрерывным самоизливом для достижения стабильного содержания КВЧ.
3. Солянокислотные обработки призабойных зон скважин, вскрывших карбонатные пласты или пласты, содержащие карбонатный цементирующий материал, а также для растворения окалины. Для этого в пласт закачивают 0,8 - 1,5 м3 на 1 м толщины пласта 10 - 15%-ного раствора ингибированной соляной кислоты и оставляют скважину на сутки. Затем после дренирования и промывки скважину переводят под нагнетание.
4. Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Скважины III группы обычно удается освоить только после ГРП и ряда последующих операций (дренаж, промывка). Однако в горизонтах, представленных чередованием глин и песчаников, ГРП не эффективен, так как трещины образуются в одном наиболее проницаемом прослое. Лучшие результаты получаются при поинтервальном ГРП, т. е. гидроразрыве каждого прослоя. При этом необходимо применение двух пакеров, спускаемых на НКТ II устанавливаемых выше и ниже намечаемого для обработки интервала.
5. Промывка скважины НКТ и водоводов водопесчаной смесью. Часто малоэффективность освоения нагнетательных скважин или малые приемистости являются результатом быстрого загрязнения поверхности пласта окалиной и твердыми частицами, приносимыми водой из водоводов.
Для их очистки водоводы и скважины промывают водопесчаной смесью (50 кг песка на 1 м3 воды) с помощью цементировочных агрегатов. При таких промывках из скважины или водовода выходит густая, черпая водопесчаная смесь с ржавчиной, по через 20 - 30 мин, в зависимости от интенсивности прокачки, вода светлеет и содержание в ней КВЧ и железа уменьшается до следов. После таких промывок уменьшаются почти наполовину потери на трение в водоводах.
6. Нагнетание в скважину воды в течение нескольких часов под высоким давлением, превышающим нормальное давление нагнетания, в тех случаях, если коллектор имеет некоторую естественную трещиноватость. Для этого к скважине подключают три-четыре насосных агрегата и создают дополнительное давление, при котором естественные трещины в пласте расширяются и поглотительная способность скважины резко возрастает. Такая операция представляет собой упрощенный вариант ГРП» после которого в пласте происходит необратимый процесс раскрытия трещин, через которые глубоко в пласт прогоняются взвесь и глинистые осадки.
7. Предварительная обработка горячей водой или нефтью нефтяных скважин, предназначенных под нагнетание, для удаления парафиновых и смолистых накоплений в призабойных зонах. Подогрев осуществляют от паровых передвижных установок, смонтированных на автомобильном ходу (ППУ).
Расход нагнетаемой воды обычно увеличивается быстрее, чем растет давление нагнетания. Другими словами, коэффициент поглотительной способности увеличивается с ростом давления нагнетания. Глубинные исследования расходомерами показали, что при этом возрастает и интервал поглощения, а следовательно, и охват пласта процессом вытеснения по толщине в результате увеличения раскрытости естественных трещин и присоединения дополнительных прослоев пласта к процессу поглощения жидкости.
Для расширения интервала поглощения иногда закачивают в скважину 2 - 5 м3 известковой суспензии концентрации 15 кг СаО на 1 м3 воды с последующим добавлением сульфит-спиртовой барды (ССБ) вязкостью примерно 500·10-3 Па-с для уплотнения поглощающего прослоя. При последующем увеличении давления нагнетания таким приемом удается расширить интервал поглощения и выравнять или расширить профиль приемистости. При получении отрицательных результатов закачанная известковая суспензия растворяется слабым раствором НСL и последующей промывкой скважины.
studopedia.ru
Низкая приемистость - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Низкая приемистость - скважина
Cтраница 1
Низкая приемистость скважин обусловливает существенный рост давления нагнетания, что в свою очередь из-за образования трещин в породе ведет к быстрому прорыву закачиваемой воды в добывающие скважины и интенсивному их обводнению. [2]
Низкая приемистость скважины - по-видимому, обусловлена глинизацией призабойной части пласта и отсутствием промывки ее после бурения. При давлении 170 am приемистость резко увеличилась, что связано с возможной продавкой загрязнений и продуктов коррозии в более удаленную часть пласта. [4]
Низкая приемистость скважин в низкопроницаемых пластах определяется самой природой породы-коллектора. Во-первых, низкая проницаемость породы-коллектора требует большого давления закачки агента, что невозможно по техническим причинам. Во-вторых, низкая проницаемость определяет большие капиллярные силы, низкую фазовую проницаемость для воды и приводит к высокой остаточной нефтенасыщенности по сравнению с хорошо проницаемыми пластами, в том числе и в призабойной зоне нагнетательных скважин. [5]
В случае низкой приемистости скважины следует сделать дострел фильтра. [7]
Высокие давления планируют, как правило, при низкой приемистости скважины или при ее отсутствии. Жидкость из колонны в этих случаях уходит по микроканалам, в которые твердая фаза раствора не может проникнуть даже при высоких давлениях. Частичное заполнение канала утечки обеспечивает высокая водоотдача цементного раствора, резко снижая этим его подвижность. В результате твердая фаза, кольматируясь, закупоривает зону ввода. [8]
Общий эффект от воздействия водных растворов этих солей на процесс фильтрации складывается из ряда эффектов, включающих влияние на все три вышеперечисленных фактора низкой приемистости скважин в низкопроницаемых пластах. [9]
При удовлетворительной приемистости скважины в качестве тампонажного раствора используют цементный раствор, подвергнутый специальной обработке. При низкой приемистости скважины применяют смеси на основе фенолформальдегидных смол. [10]
В отличие от прошлых лет преимущественное ( а на новых площадях - исключительное) распространение получили процессы заводнения, в большинстве случаев - законтурно-приконтурного. Кала ( НКГ, КС) и др. Однако по некоторым причинам ( низкая приемистость воздухонагнетательных скважин, прорывы и большие утечки воздуха, ограниченные масштабы воздушной репрессии, отсутствие перспектив дальнейшего ее расширения и др.) закачка воздуха по всем этим объектам, осуществлявшаяся в течение 2 - 7 лет, не давала заметных положительных результатов и прекращалась при продолжавшихся процессах заводнения. [11]
www.ngpedia.ru
Коэффициент - приемистость - нагнетательная скважина
Коэффициент - приемистость - нагнетательная скважина
Cтраница 2
Таким образом, исследования методом КВД показали, что повышение коэффициентов приемистости нагнетательных скважин при увеличении давления нагнетания вызвано существенным ростом коэффициента гидропроводности пород ПЗП и повышением гидродинамического совершенства нагнетательных скважин. [16]
По конкретному рассматриваемому нефтяному месторождению при 5-точечной схеме площадного заводнения увеличение коэффициента приемистости нагнетательных скважин в v 2 раза увеличивает общий дебит скважин в 1 42 раза, а увеличение в v 3 раза увеличивает общий дебит в 1 64 раза. [17]
Аналогичный вывод следует из графика рис. 64, где приведены значения коэффициентов приемистости нагнетательных скважин ряда месторождений Западной Сибири. [18]
Применение гидравлического разрыва незасоренных нефтяных пластов должно увеличивать коэффициент продуктивности добывающих скважин, коэффициент приемистости нагнетательных скважин и соответственно их производительность до 2 раз, а фактически увеличивает в 4 - 6 раз и более. [19]
Таким образом, при переходе с закачки воды на раствор ПАВ увеличиваются охват пласта заводнением по толщине и коэффициент приемистости нагнетательных скважин. При последующем переходе на закачку воды эти показатели ухудшаются. [20]
Как видно из табл. 42, после обработки призабойной зоны с применением предложенного метода коэффициенты проницаемости призабойных зон пласта и коэффициенты приемистости нагнетательных скважин значительно увеличились. [21]
Явным признаком этого является особое большое внимание к коэффициентам продуктивности добывающих скважин в начальный безводный период и последующий период постепенного обводнения, к коэффициентам приемистости нагнетательных скважин, к коэффициентам тех скважин, которые сначала были добывающими, а затем стали нагнетательными. [22]
Полимерное заводнение, при котором небольшая добавка слаборастворимого полимера ( доли процента) значительно ( в 5 раз и более) увеличивает вязкость воды, уменьшает коэффициент приемистости нагнетательных скважин и соответственно уменьшает амплитудный дебит скважин. [23]
Из сопоставления уклонов соответствующих участков кривых и их положения в координатных осях Ар - lg t производят количественную оценку изменения проницаемости пласта, гидродинамического совершенства и коэффициента приемистости нагнетательной скважины, достигнутого в результате проведенной обработки. [24]
На основе сопоставления уклонов соответствующих участков кривых и их положения в координатных осях АР - In t проводят количественную оценку изменения проницаемости пласта, гидродинамического совершенства и коэффициента приемистости нагнетательной скважины, достигнутого в результате проведенной работы. [26]
На основе сопоставления уклонов соответствующих участков кривых и их положения в координатных осях Ар - lg t проводят количественную оценку изменения проницаемости пласта, гидродинамического совершенства и коэффициента приемистости нагнетательной скважины, достигнутого в результате проведенной работы. [27]
На месторождениях нефти низкой и средней вязкости, имеющих нефтяные пласты пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности, где применяется внутриконтурное заводнение ( рядное-мног
www.ngpedia.ru
Количество - нагнетательная скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Количество - нагнетательная скважина
Cтраница 1
Количество нагнетательных скважин определяется количеством жидкости, отбираемой из залежи, приемистостью нагнетательных скважин. [1]
Количество нагнетательных скважин уменьшено с 1218 до 1088 за счет предусматриваемого осуществления закачки воды в верхние и нижние пласты в одних и тех же скважинах путем оборудования их специальными пакерами. [2]
Количество нагнетательных скважин как при законтурном, так и при внутриконтурном заводнении при известном объеме закачки зависит от приемистости каждой скважины при данной величине давления нагнетания. Приемистость нагнетательной скважины определяется коэффициентом приемистости, так же как производительность нефтяной скважины определяется коэффициентом продуктивности. Максимальное давление нагнетания определяется типом имеющегося насосного оборудования. [3]
Количество нагнетательных скважин для каждой данной залежи н фти определяется делением заданного объема закачки воды в сутки на приемистость одной скважины. [4]
Количество нагнетательных скважин, обслуживаемых одной кустовой насосной станцией, зависит от приемистости скважин, расстояния между ними и применяемого оборудования на КНС. Например, в среднем одна КНС на Ромашкинском месторождении обслуживает 10 - 15 нагнетательных скважин. [5]
Зачастую количество нагнетательных скважин считается функцией количества добывающих скважин, а объемы закачки воды - функцией объема добычи жидкости. В этом случае удельные нормативы затрат, зависящие от количества нагнетательных скважин, определяются на одну добывающую скважину, а удельные нормативы, зависящие от объема закачки воды, - на единицу добычи жидкости. [6]
Для определения количества нагнетательных скважин, водяных или газовых, необходимо знать их поглотительную способность при заданных ( располагаемых) давлениях. [7]
В этом случае количество нагнетательных скважин значительно уменьшается по сравнению с площадным заводнением. [8]
Численность персонала цеха ППД зависит от количества нагнетательных скважин и их размещения на нефтяном месторождении, ибо это определяет протяженность магистральных и разводящих водоводов, количество и мощность кустовых насосных станций. Количество нагнетательных скважин и их размещение на месторождении устанавливаются технологическойчастью проекта разработки. Основная часть рабочих в цехах ППД занята на участках закачки и водоподготовки; на освоении и подземном ремонте нагнетательных скважин 5 - 1094; на ремонтный и прочий персонал приходится 15 - 20 % всех рабочих. [9]
С целью повышения эффективности системы разработки рекомендуется увеличить количество нагнетательных скважин в зонах слабой выработки запасов. С учетом направления трещиноватости необходимо проводить комплексный анализ залежей с использованием геолого-геофизической интерпретации, в том числе обработанной на ЭВМ. [10]
В текущей стадии разработки в связи с сокращением эксплуатационного фонда уменьшается и количество нагнетательных скважин. [12]
Кустовые насосные станции сооружаются на заводняемой площади, их количество и мощность выбирается в зависимости от количества нагнетательных скважин, расстояний между ними и необходимых объемов закачки. [13]
При приемистости нагнетательной скважины до 120 м3 / сут к каждому нагнетательному водоводу, идущему от ВРП, следует подключить такое количество нагнетательных скважин, суммарная приемистость которых позволяет осуществлять объем закачиваемой воды при отключении одной скважины. [14]
www.ngpedia.ru
