8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Призабойная зона скважины


Виброобработка призабойной зоны скважины - Техническая библиотека Neftegaz.RU

Виброобработка – процесс воздействия на призабойную зону пласта с помощью специальных забойных механизмов (вибраторов), создающих колеба

Виброобработка - процесс воздействия на призабойную зону пласта с помощью специальных забойных механизмов (вибраторов), создающих колебания давления различной частоты и амплитуды. 

Этот процесс отличается от ГРП тем, что к спущенным в скважину НКТ присоединяют вибратор - генератор колебаний давления.

Вибратор - гидравлический механизм, состоит из двух цилиндров с короткими вертикальными прорезями. 

Наружный цилиндр может вращаться вокруг вертикальной оси. 

Истечение жидкости из него происходит под углом, вследствие чего создается реактивный момент, приводящий цилиндр во вращательное движение. 

При совпадении прорезей жидкость выходит из НКТ, при несовпадении - мгновенно останавливается. 

При этом возникают большие перепады давления, воздействующие на поверхностные свойства жидкостей и пород и вызывающие в них разрывы и микротрещины.


Вибровоздействие наиболее эффективно проводить в скважинах:

  • с проницаемостью призабойной зоны ниже средней проницаемости пласта или более удаленных от скважины зон пласта;
  • с ухудшенными коллекторскими свойствами призабойной зоны в процессе бурения или ремонтных работ;
  • с низкой проницаемостью пород, но с высокими пластовым давлением.

Эффективные результаты от вибровоздействия получают в скважинах, в которых пластовые давления близки к гидростатическому. 

В этом случае при вскрытии фильтра промывка скважины протекает с восстановлением циркуляции. 

При этом давление в трубах колеблется в пределах 10-22 мПа, затрубное 8,0-15 мПа, а приемистость оказывается 8-10 л/с, что вполне достаточно для создания сильных импульсов.


Хорошие результаты от виброобработки получают в тех скважинах, дебит которых подвержен резкому снижению, не связанному с уменьшением пластового давления и их обводнением посторонними водами. 

В таких случаях в результате виброобработки удается восстановить первоначальный дебит скважины.

До виброобработки скважину исследуют с целью выявления состояния призабойной зоны, параметров пласта и скважины.


До начала работ проводят следующее:

  • определяют глубину спуска вибратора и диаметр НКТ;
  • рассчитывают объем рабочей и продавочной жидкостей (нефти и воды) и ожидаемых давлений;
  • определяют нужное количество агрегатов и их типы, разрабатывают схему их расстановки;
  • намечают последовательность операции и темпы закачки рабочей и продавочной жидкостей.

В качестве рабочей жидкости применяют нефть, раствор соляной кислоты, керосин и смеси этих жидкостей из расчета 2-3 м3 на 1 м толщины пласта.

neftegaz.ru

Тепловая обработка призабойной зоны скважины

Тепловое воздействие на разрабатываемые нефтяные пласты применяют в тех случаях, когда месторождение характеризуется высокой вязкостью

Тепловое воздействие на разрабатываемые нефтяные пласты применяют в тех случаях, когда месторождение характеризуется высокой вязкостью и повышенной плотностью нефти в пластовых условиях или содержанием в нефти парафина, смол и асфальтенов. Оно предотвращает образование парафинистых и смолистых отложений в поровом пространстве пласта и способствует увеличению текущей и суммарной добычи нефти. Прогрев зоны удлиняет межремонтный период эксплуатации скважины, так как повышается температура нефти и снижается ее вязкость; так же уменьшается количество парафина, отлагающегося на стенках НКТ и в выкидных линиях.
Обработка паром и горячей водой. При этом способе теплоноситель - пар получают от стационарных котельных и передвижных котельных установок (ППУ). Устье оборудуют фонтанной запорной арматурой АП 60-150, лубрикатором ЛП 50-150 и колонной головкой ГКС. Для разобщения затрубного пространства в скважине от закачиваемого пара в пласт предназначен термостойкий пакер, использование которого исключает необходимость в спуске дополнительной изолирующей колонны.
Электротепловая обработка. Этот способ проще и дешевле чем предыдущий, однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, неудается прогреть значительную зону (в радиусе до 1м).
Для электротепловой обработки призабойной зоны применяют самоходную установку СУЭПС - 1200. Состоит из трех электронагревателем с кабель-тросом, самоходного каротажного подъемного агрегата СКП с лебедкой и трех прицепов. На каждом прицепе монтируют станцию управления и автотрансформатор.
Электронагреватель поднимают и спускают вместе со штанговым скважинным насосом. В результате прогрев забоя происходит непрерывно и одновременно с процессом добычи нефти насосным способом. Температура на забое стабилизируется через 3 - 5сут непрерывного прогрева и нагретая зона распространяется примерно на 20 - 50м вверх и на 10 - 20м вниз от места установки нагревателя. Эффект прогрева действует 3 - 4мес.

neftegaz.ru

Призабойная зона - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Призабойная зона - скважина

Cтраница 3

Обрабатывать призабойную зону скважин углеводородными растворителями и закачивать их в пласт необходимо по плану, утвержденному главным инженером нефтегазодобывающего предприятия. Перед началом работ территория у скважины должна быть освобождена от лишнего оборудования, определена опасная зона и обозначена красными флажками.  [31]

Прогревают призабойную зону скважин электронагревателями, газонагревателями, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, термохимическим воздействием на продуктивный пласт.  [32]

В призабойной зоне скважины при длительной ее работе поле температур становится стационарным.  [34]

В призабойной зоне скважины, вследствие эффекта дросселирования газа, имеет место неизотермическая фильтрация газа. При низкой пластовой температуре существует опасность гидра-тообразования в призабойной зоне.  [35]

В призабойной зоне скважины промывочная среда воспринимает тепло, выделяющееся в результате механической работы породоразрушающего инструмента. Местный источник тепла в зоне забоя осложняет картину теплообмена в скважине, влияя не только на температуру восходящего потока, но и вследствие теплообмена через стенки бурильных труб на температуру нисходящего потока.  [36]

В призабойной зоне скважины промывочная среда воспринимает тепло, выделяющееся за счет механической работы породо-разрушающего инструмента. Местный источник тепла в зоне забоя осложняет картину теплообмена в скважине, влияя не только на температуру восходящего потока, но и вследствие теплообмена через стенки бурильных труб - на температуру нисходящего потока.  [37]

В призабойной зоне скважины, вследствие эффекта дросселирования газа, происходит неизотермическая фильтрация газа.  [38]

В призабойной зоне скважин наряду со снижением давления могут иметь место процессы восстановления давления, например, при закрытии скважин. Что касается месторождения типа Тенгизского, то с некоторого момента времени необходимым становится поддержание пластового давления. Интерес представляет исследование варианта поддержания пластового давления на более высоком уровне, чем было достигнуто на конец периода разработки в режиме истощения.  [39]

В призабойной зоне скважины после ее обработки оксидатом возможно эмульгирование нефти продуктами его нейтрализации.  [41]

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий прогрев при-забойной зоны посредством нагревателя, отличающийся тем, что с целью повышения эффективности прогрева путем увеличения радиуса теплового воздействия одновременно с прогревом осуществляют вибровоздействие посредством установленного в скважине электромагнитного вибратора.  [42]

Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают путем увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления парафина, смол и грязи, скапливающихся на стенках поровых каналов.  [43]

Тепловую обработку призабойной зоны скважин следует проводить после установки термостойкого пакера при давлении теплоносителя, не превышающем максимально допус

www.ngpedia.ru

Приток жидкости в скважину. Призабойная зона скважины

Рассмотрим задачу притока жидкости в скважину в круговом пласте, схема которого представлена на рис. 43.

Для решения задачи введем следующие допущения:

1.Пласт круговой, в центре которого расположена единственная совершенная скважина.

2.Пласт однородный и изотропный постоянной толщины.

3.Процесс течения флюида изотермический (μ = const).

4. Движение жидкости плоско-радиальное и соответствует закону Дарси.

         5.В процессе фильтрации отсутствуют любые физические и химические реакции.

Запишем уравнение Дарси:

                                                                                                

где Q - объемный расход жидкости, м3/с; F - поверхность фильтрации, м2;

∆Р - перепад давлений, Н/м2

μ -  вязкость флюида, (Н/м2)∙с;

l - путь течения флюида, м;

k - коэффициент пропорциональности, который учитывает не только среду, в которой осуществляется фильтрация, но и все процессы взаимодействия между фильтрующимся флюидом и твердой поверхностью среды, м2.

Для схемы рис. 8.1 обозначим:

RK — радиус контура питания, м;

rс — радиус скважины, м;

h— толщина пласта, м;

Рк — давление на контуре питания, Н/м2;

Рзаб — давление на забое скважины, Н/м2.

Рис. 43. К выводу уравнения  Дюпюи

Выделим мысленно (см. рис. 1.3) на расстоянии r от оси скважины элемент пласта толщиной dr. Перепад давлений на этом элементе обозначим dP. Поверхность фильтрации для выделенного элемента такова:

                                                                                (1)

Запишем уравнение Дарси для рассматриваемой схемы:

после разделения переменных получим:

                                                             (2)          

Пределами интегрирования для уравнения, (2) являются: по Р:отРк доРзаб;

По r: от Rк до rc..    ,

Таким образом, имеем:

                                                                          (3)

После интегрирования получим

                                                                                (4)

Уравнение (4) называется уравнением Дюпюи и описывает приток жидкости в скважину для схемы на рис. 8.1 при принятых допущениях..                

Как видно из (4), распределение давления в дяасте вокруг работающей скважины является логарифмическим, что представлено на рис. 44.

Рис 44. Распределение давления в пласте вокруг работающей скважины

Давление на контуре питания Рк является пластовым статическим давлением Рпл.ст. в дальнейшем просто Рпл (Рпл.ст - статическое пластовое давление - давление, которое существует в системе до момента отбора продукции, т.е. когда Q = 0). Давление вокруг работающей скважины в любой точке пласта (между давлением на забое скважины и давлением на контуре питания) называется динамическим пластовым давлением Рпл.дин. Динамическое пластовое давление на стенке скважины будем называть забойным давлением Рзаб. Разность между статическим и динамическим пластовыми давлениями называется депрессией АЛ:

                                (5)

Если линию распределения давления мысленно повернуть вокруг оси. скважины, получим так называемую воронку депрессии, Из рис. 8.1 видно, что депрессия (потери энергии при движении продукции от контура питания до стенки скважины) существенно возрастает на определенном расстоянии от стенки скважины.

Под призабойной зоной скважины (ПЗС) будем понимать зону, прилегающую к стенкам скважины, в которой существенно возрастают фильтрационные сопротивления движению продукции. До настоящего времени не существует никаких рекомендаций до численному определению радиуса этой зоны, что в значительной степени осложняет оценку эффективности различных методов искусственного воздействия да призабойные зоны скважин и сравнение их между собой.

Рассмотрим некоторые возможности численной оценки размеров ПЗС. Первая возможность базируется на аппроксимации ветвей логарифмической зависимости Р = f (r) прямыми линиями 1 и 2,

которые пересекаются в точке А (см. рис. 45). Эта точка и дает размеры (радиус) призабойной зоны скважины - rпзс  Данный прием не является единственно возможным. Численная оценка размеров призабойной зоны может быть определена и по-другому. Например, можно разбить суммарные потери энергии при движении продукции от контура питания до стенки скважины поровну, т.е. чтобы площади S1 и S2 были равны (см. рис. 46). Граница этих площадей и будет численно определять радиус ПЗС. Совершенно очевидно, что для оценки размеров ПЗС можно предложить и другие методы.

Рис. 45 Первый вариант определения радиуса ПЗС

Важно подчеркнуть: какой бы метод оценки размеров ПЗС не использовался, если возникает необходимость сравнения результатов, зависящих от размеров ПЗС, при этом сравнении необходимо в обоих случаях использовать один и тот же метод расчета размеров (радиуса) ПЗС.

Рис. 46. Второй вариант определения радиуса ПЗС

students-library.com

Призабойная зона - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Призабойная зона - скважина

Cтраница 2

Обработка призабойных зон скважин жидкими углеводородными растворителями при давлении выше давления максимальной конденсации уже менее эффективна. Как и при обработке прискважинной зоны пласта сухим газом, в этом случае может отмечаться интенсивное повторное накопление ретроградного конденсата. Это видно из примера обработки скв. Астраханского ГКМ, для которого на рис. 5.52 показано изменение насыщенности призабойной зоны пласта при обработке скважины 170 т ШФЛУ с последующей закачкой 450 тыс. м3 газа.  [16]

Загрязнение призабойной зоны скважин может произойти и при промывке скважин, пластовое давление которых ниже гидростатического давления, когда при заполнении ствола скважины нефтью или водой пласт интенсивно поглощает промывочную жидкость. При такой промывке солевые и коррозионные отложения, сбиваемые шаблоном, увлекаются промывочной жидкостью и попадаю. Для таких скважин нужны более эффективные методы очистки колонн и забоев.  [17]

Электропрогрев призабойной зоны скважин осуществляют периодически и непрерывно. При периодической обработке прогрев проводят в течение непродолжительного времени, достаточного для расплавления парафиноасфальтеносмолистых веществ, отложившихся в породах призабойной зоны. При непрерывной обработке температуру в скважине поддерживают на повышенном уровне в течение длительного времени.  [18]

Обработка призабойной зоны скважин газовыми агентами уже достаточно хорошо апробирована как метод повышения продуктивности газоконденсатных скважин на ряде месторождений.  [19]

Обработка призабойных зон скважин в зависимости от условий эксплуатации скважин может включать в себя выполнение различных операций и подготовительные работы. Основной комплекс операций по обработке включает следующее.  [20]

Обработка призабойных зон скважин жидкими углеводородными растворителями при давлении выше давления максимальной конденсации уже менее эффективна. Как и при обработке прискважинной зоны пласта сухим газом, в этом случае может отмечаться интенсивное повторное накопление ретроградного конденсата. Это видно из примера обработки скв. Астраханского ГКМ, для которого на рис. 3.69 показано изменение насыщенности призабойной зоны пласта при обработке скважины 170 т ШФЛУ с последующей закачкой 450 тыс. м3 газа.  [21]

Обработка призабойной зоны скважин неионо-генным поверхностно-активным веществом с растворителем / / Нефтепромысловое дело.  [22]

Обработка призабойной зоны скважин кислотой без ввода песка при высоких темпах и больших давлениях закачки широко применяется и все больше и больше используется при освоении скважин на многих нефтеразведочных площадях Союза.  [23]

Обработка призабойной зоны скважин паром применяется в США, Канаде, Венесуэле, Голландии. По промысловым данным США, обработка паром обеспечивает в среднем 5 - 10-кратное увеличение дебитов. Продолжительность работы скважин с увеличенным дебитом варьирует от 1 до 6 - 7 месяцев. По окончании эффекта операцию повторяют. При этом нередки случаи, когда эффективной оказывается 5 - 6-кратная обработка. В табл. 12.6 приведены данные, показывающие эффективность паротепловой обработки ряда скважин в США.  [25]

Обработка призабойных зон скважин поверхностно - активныыи веществаш, композициями на их основе и.  [26]

Обработки призабойных зон скважин могут оказаться малоэффективными для газоконденсатных пластов, эксплуатирующихся при давлениях, значительно превосходящих давления максимальной конденсации вследствие быстрого повторного накопления конденсата.  [27]

Обработка призабойной зоны скважины вспененной смолой позволяет проводить крепление рыхлых не сцементированных песков в скважине по всей толще продуктивного интервала с полным заполнением каверн, как в пределах фильтра, так и выше его, устраняется возможность проникновения смолы только в высокопроницаемые пропластки, снижается расход смолы в 3 - 4 раза за счет увеличения объема при вспенивании, снижается время на освоение скважины и вывод ее на технологический режим.  [28]

Обработка призабойной зоны скважины НПАВ с растворителем / / Нефтепромысловое дело.  

www.ngpedia.ru

Обработка - призабойная зона - скважина

Обработка - призабойная зона - скважина

Cтраница 1

Обработка призабойных зон скважин поверхностно - активныыи веществаш, композициями на их основе и.  [1]

Обработка призабойной зоны скважин газовыми агентами уже достаточно хорошо апробирована как метод повышения продуктивности газоконден-сагных скважин на ряде месторождений.  [2]

Обработка призабойной зоны скважины вспененной смолой позволяет проводить крепление рыхлых не сцементированных песков в скважине по всей толще продуктивного интервала с полным заполнением каверн, как в пределах фильтра, так и выше его, устраняется возможность проникновения смолы только в высокопроницаемые пропластки, снижается расход смолы в 3 - 4 раза за счет увеличения объема при вспенивании, снижается время на освоение скважины и вывод ее на технологический режим.  [3]

Обработка призабойной зоны скважины была проведена в период с 05.02.96 по 15.02.96. До обработки и после обработки скважины выполнялись промысловые исследования по определению основных параметров эксплуатации скважины и ее продуктивной характеристики. В ходе обработки скважины в нее было закачано 618 тыс. м3 газа со средним суточным расходом от 59 до 67 тыс. м3 / сут и устьевым давлением от 8 46 до 9 1 МПа. После обработки скважина выдерживалась около недели и была пущена в эксплуатацию 24.02.96. С 24.02.96 по 27.02.96 она работала самостоятельно с дебитом газа 43 - 55 тыс. м3 / сут, а затем до 01.03.96 простаивала по техническим причинам.  [4]

Обработка призабойных зон скважин в зависимости от условий эксплуатации скважин может включать в себя выполнение различных операций и подготовительные работы. Основной комплекс операций по обработке включает следующее.  [5]

Обработка призабойной зоны скважины сухим газом в этом случае позволяет увеличить продуктивность скважины в 1 5 раза. Однако после пуска скважины в эксплуатацию ее продуктивность снижается значительно медленнее, чем в вариантах 2Р и ЗР.  [6]

Обработка призабойных зон скважин жидкими углеводородными растворителями при давлении выше давления максимальной конденсации уже менее эффективна. Как и при обработке прискважинной зоны пласта сухим газом, в этом случае может отмечаться интенсивное повторное накопление ретроградного конденсата. Это видно из примера обработки скв. Астраханского ГКМ, для которого на рис. 5.52 показано изменение насыщенности призабойной зоны пласта при обработке скважины 170 т ШФЛУ с последующей закачкой 450 тыс. м3 газа.  [8]

Обработка призабойной зоны скважин неионо-генным поверхностно-активным веществом с растворителем / / Нефтепромысловое дело.  [9]

Обработка призабойной зоны скважин газовыми агентами уже достаточно хорошо апробирована как метод повышения продуктивности газоконденсатных скважин на ряде месторождений.  [10]

Обработка призабойных зон скважин в зависимости от условий эксплуатации скважин может включать в себя выполнение различных операций и подготовительные работы. Основной комплекс операций по обработке включает следующее.  [11]

Обработка призабойных зон скважин жидкими углеводородными растворителями при давлении выше давления максимальной конденсации уже менее эффективна. Как и при обработке прискважинной зоны пласта сухим газом, в этом случае может отмечаться интенсивное повторное накопление ретроградного конденсата. Это видно из примера обработки скв. Астраханского ГКМ, для которого на рис. 3.69 показано изменение насыщенности призабойной зоны пласта при обработке скважины 170 т ШФЛУ с последующей закачкой 450 тыс. м3 газа.  [12]

Обработка призабойной зоны скважин кислотой без ввода песка при высоких темпах и больших давлениях закачки широко применяется и все больше и больше используется при освоении скважин на многих нефтеразведочных площадях Союза.  [13]

www.ngpedia.ru

Обработка - призабойная зона - газоконденсатная скважина

Обработка - призабойная зона - газоконденсатная скважина

Cтраница 1

Обработка призабойной зоны газоконденсатной скважины обогащенным газом на длительное время увеличивает продуктивность скважины и является средством повышения текущих отборов газа и конденсата на газоконденсатных месторождениях.  [1]

Обработка призабойных зон газоконденсатных скважин жидкими углеводородными растворителями направлена на удаление ретроградного конденсата от забоя скважины в глубь пласта и улучшение условий притока к скважине газа. Для удаления ретроградного конденсата могут быть использованы различные по своему составу углеводородные смеси, находящиеся при термобарических условиях пласта в жидком состоянии. В качестве таких растворителей наиболее часто используются углеводороды С2 5 в чистом виде или в виде их смесей различного состава. Название обработка призабойных зон скважин жидкими углеводородными растворителями несколько условное, поскольку при воздействии вслед за жидкими ( в пластовых условиях) растворителями в скважину закачивают сухой газ. Таким образом в призабойной зоне пласта создается оторочка из жидких углеводородов, оттесняемая от скважины сухим газом.  [2]

Эффективность обработки призабойных зон газоконденсатных скважин зависит не только от начального состава пластовой углеводородной системы, но и от компонентного состава жидкого углеводородного растворителя, используемого для обработки. В последнее время активно обсуждается возможность использования для обработки призабойных зон скважин стабильного и нестабильного конденсата, отбираемого из пласта данной залежи. Основным достоинством таких углеводородных растворителей является их доступность. Проведенные автором с коллегами исследования показывают, что использование стабильного и нестабильного конденсата для удаления ретроградных углеводородов из призабойных зон газоконденсатных скважин, как правило, неэффективно. Низкая эффективность обработки призабойных зон скважин этими агентами объясняется интенсивным накоплением углеводородной жидкости у забоя скважины вслед за ее обработкой.  [3]

Эффективность обработки призабойных зон газоконденсатных скважин зависит не только от начального состава пластовой углеводородной системы, но и от компонентного состава жидкого углеводородного растворителя, используемого для обработки. В последнее время активно обсуждается возможность использования для обработки призабойных зон скважин стабильного и нестабильного конденсата, отбираемого из пласта данной залежи. Основным достоинством таких углеводородных растворителей является их доступность. Проведенные авторами с коллегами исследования показывают, что использование стабильного и нестабильного конденсата для удаления ретроградных углеводородов из призабойных зон газоконденсатных скважин, как правило, неэффективно. Низкая эффективность обработки призабойных зон скважин этими агентами объясняется интенсивным накоплением углеводородной жидкости у забоя скважины вслед за ее обработкой.  [4]

Таковы общие представления о процессе обработки призабойных зон газоконденсатных скважин углеводородными жидкими агентами, и они подтверждены результатами многочисленных экспериментальных и теоретических работ. К настоящему времени в целом по проблеме смешивающегося вытеснения природных углеводородов углеводородными растворителями накоплен огромный объем исследований.  [5]

Результаты расчетов показывают, что процесс обработки призабойных зон газоконденсатных скважин в определенной мере зависит от вида фазовых проницаемостей коллектора.  [6]

Значительный интерес для всесторонней оценки эффективности обработки призабойных зон газоконденсатных скважин представляет определение влияния на этот процесс абсолютной проницаемости коллектора. Для пластов с хорошими коллекторскими свойствами немаловажно установление возможности поддержания на скважине значительных дебитов газа после обработки.  [7]

Результаты расчетов показывают, что процесс обработки призабойных зон газоконденсатных скважин в определенной мере зависит от вида фазовых проницаемостей коллектора. На рис. 5.31 для некоторых из этих вариантов расчетов показана динамика профиля насыщенности коллектора.  [8]

Значительный интерес для всесторонней оценки эффективности обработки призабойных зон газоконденсатных скважин представляет определение влияния на этот процесс абсолютной проницаемости коллектора. Для пластов с хорошими коллекторскими свойствами немаловажно установление возможности поддержания на скважине значительных дебитов газа после обработки.  [9]

К настоящему времени уже не только разработаны основные принципы обработки призабойных зон газоконденсатных скважин сухим газом, но и создана соответствующая технология повышения продуктивности скважин, основанная на таком воздействии.  [10]

К настоящему времени уже не только разработаны основные принципы обработки призабойных зон газоконденсатных скважин сухим газом, но и создана соответствующая технология повышения продуктивности скважин, основанная на таком воздействии. Результаты этих исследований позволяют получить довольно полное представление о механизме процессов, протекающих при обработке призабойных зон газоконденсатных скважин, и устанавливают характер влияния различных факторов на эффективность этого процесса.  [11]

Как и любой технологический процесс, связанный с фильтрацией флюидов в пластах, обработка призабойной зоны газоконденсатных скважин в значительной мере зависит от неоднородности продуктивных коллекторов. Известно, что пористые и трещиноватые коллекторы залежей природных углеводородов отличаются значительным разнообразием в характере неоднородности их фильтрационно-емкостных свойств. Обычно из всего многообразия форм неоднородности фильтрационных параметров коллекторов выделяют их слоистость и зональную неоднородность различного масштаба. Именно эти виды неоднородности коллекторов, как было показано ранее, во многом определяют и накопление ретроградного конденсата у забоя скважин.  [12]

www.ngpedia.ru

Засорение - призабойная зона - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Засорение - призабойная зона

Cтраница 1

Засорение призабойной зоны может происходить и в процессе кислотных обработок, когда из-за недостаточного извлечения продуктов реакции в ПЗП отлагаются гидроокислы железа. Причиной последнего зачастую является повышенное ( сверх допустимых норм) содержание железа и других примесей в исходной кислоте, а также насыщение растворов кислоты соединениями железа в результате коррозии оборудования.  [1]

Засорение призабойной зоны и забоя скважин может происходить в процессе глушения скважин, в случае плохой подготовки жидкостей глушения, а также в процессе обработки призабойной зоны.  [2]

Во избежание дополнительного засорения призабойной зоны пласта механическими примесями, срываемыми в процессе производства кратковременной закачки, необходимо перед гидросвабиро-ванием провести интенсивную промывку водоводов и скважины. При временном возобновлении закачки воды от КНС забойное давление не превышает той величины, которая наблюдается в период постоянной закачки воды в скважину. Для дальнейшего повышения эффективности процесса необходимо в процессе обработки хотя бы на короткое время поднимать забойное давление выше рабочего до максимально возможной величины.  [3]

Кривая 7 характеризует засорение призабойной зоны после бурения.  [5]

Образование песчаных пробок и засорение призабойной зоны пласта являются, как и при эксплуатации газовых месторождений, следствием допущения вблизи скважины слишком больших скоростей движения. При чрезмерно высоких скоростях движения газированная жидкость увлекает за собой мельчайшие и мелкие фракции песка и цементирующих песчинки веществ, в результате чего и образуются песчаные пробки в скважинах или закупориваются поровые каналы в призабойной зоне пласта. Для предотвращения этих осложнений эксплуатация нефтяных скважин в рассматриваемых условиях должна вестись таким образом, чтобы скорость фильтрации жидкости и газа в призабойной зоне пласта не превышала некоторого допустимого максимального значения, зависящего от механического состава, степени сцемен-тированности песка и физических свойств жидкостей и газов. Поддержание в течение эксплуатации нефтяной скважины этой максимально допустимой скорости фильтрации у забоя означает отбор максимально возможного количества нефти и вместе с тем исключает возможность осложнений при эксплуатации, связанных с допущением чрезмерно высоких скоростей движения жидкостей и газов.  [6]

Образование песчаных пробок и засорение призабойной зоны пласта являются следствием допущения вблизи скважины слишком боль-щих скоростей фильтрации. При чрезмерно высоких скоростях движения газ увлекает мелкие и мельчайшие фракции песка и цементирующих песчинки веществ, в результате чего и образуются песчаные пробки или поровые каналы закупориваются пылью в призабойной зоне пласта. Введение ограниченного процента отбора означает повышение противодавления на забой скважины, приводящее к уменьшению дебита и, следовательно, к понижению скорости движения газа в пласте.  [7]

Происходящее во время бурения засорение призабойной зоны нефтяных пластов и снижение коэффициента продуктивности скважины в D раз не искажает принятой закономерности и проявляется в таком же уменьшении дефицита упругого запаса жидкости в D раз.  [8]

По скважинам с малой приемистостью засорение призабойной зоны содержащимися в сточной воде взвешенными частицами ведет к резкому снижению приемистости, восстановление которой требует длительного ремонта. Межремонтный период работы таких скважин составляет три-четыре месяца.  [9]

На наш взгляд образование песчаных пробок и засорение призабойной зоны пласта являются, как и при эксплоатации газовых месторождений, следствием допущения вблизи скважины слишком больших скоростей фильтрации. При чрезмерно высоких скоростях движения газированная жипкость увлекает за собой мелкие и мельчайшие фракции песка и цементирующих песчинки веществ, в результате чего и образуются песчаные пробки в скважинах или закупориваются поровые каналы в призабойной зоне пласта. Поэтому, как и в случае газовых месторо

www.ngpedia.ru

Крепление - призабойная зона - скважина

Крепление - призабойная зона - скважина

Cтраница 1

Крепление призабойных зон скважин составом Кон-тарен - 2 приводит к сокращению подземных ремонтов, связанных с чисткой и промывкой песчаных пробок, что обеспечивает получение дополнительной добычи нефти в результате увеличения межремонтного периода работы скважин и прироста по значительному количеству скважин среднесуточного дебита.  [1]

Для крепления призабойной зоны скважины цементным раствором требуется определить количество сухого цемента, количество воды для затворения цемента и продавки цементного раствора в пласт, а также давление и время его закачки в пласт.  [2]

Процесс крепления призабойной зоны скважин включает образование смолы непосредственно в призабойной зоне, куда через насосно-компрессорные трубы поступают исходные реагенты.  [3]

Технология крепления призабойной зоны скважин основана на применении метода тампонирования под давлением с использованием полимерных составов, включающих синтетическую смолу, соответствующий отвердитель и реагенты для повышения прочности и проницаемости закрепленной зоны пласта.  [4]

Разработка технологии крепления призабойной зоны скважины с формированием в нем цементного фильтра.  [5]

Технологический процесс крепления призабойной зоны добывающих и па-ронагнетательных скважин осуществляют по двум схемам.  [6]

Задача VI.5. Для крепления призабойной зоны скважины цементным раствором требуется определить количество сухого цемента, объем воды для приготовления цемента и продавки цементного раствора в пласт, конечное давление и время закачки его в пласт.  [7]

Контарен-2 предназначен для крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин с температурой пластов 35 - 80 С.  [8]

Все рассмотренные способы крепления призабойной зоны скважин, пробуренных на пласты с несцементированными коллекторами, обладают как положительными, так и отрицательными свойствами. Наиболее эффективными способами, вероятно, следует считать способ крепления смолой как с предварительной закачкой в пласт песка, так и без закачки и гидравлический разрыв.  [9]

Данные о результатах крепления призабойной зоны скважин ССФ ( 180 - 280 С) свидетельствуют о достаточно высокой его эффективности.  [10]

Положительный опыт по креплению призабойной зоны скважин пеноцементом накоплен в Азербайджане.  [11]

Наряду с этим для крепления призабойных зон скважин, сложенных слабосцементированными песками и песчаниками, используют различные карбомидные смолы и керамические фильтры.  [12]

Многолетний опыт применения синтетических смол для крепления призабойной зоны скважин IV горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения показывает, что устранить вынос песка не всегда удается. Особенно снижается процент эффективности мероприятий по креплению при наличии кавернозно-сти призабойной зоны.  [13]

На промыслах применяются и другие способы крепления призабойной зоны скважин.  [14]

Все остальные необходимые данные для расчета по креплению призабойной зоны скважины цементным раствором определяют по формулам, таблицам и номограммам, приведенным в гл.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Загрязнение - призабойная зона - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Загрязнение - призабойная зона

Cтраница 1

Загрязнение призабойной зоны добывающих и нагнетательных: скважин может происходить и в процессе эксплуатации выпадающими из нефти парафином и смолистыми веществами, а также взвешенными частицами, выносимыми из пласта. Призабойная: зона нагнетательных скважин может засоряться твердыми частицами с нагнетаемой водой. Все это ухудшает сообщаемость скважины с пластом и затрудняет приток нефти из пласта в скважину и поступления воды в пласт из нагнетательных скважин.  [1]

Загрязнение призабойной зоны нефтяных и нагнетательных скважин может происходить не только во время бурения и освоения, но и в процессе эксплуатации. При-забойные зоны нефтяных скважин могут загрязняться выпадающим из нефти парафином и смолистыми веществами.  [2]

Для определения величины загрязнения призабойной зоны необходимо проводить исследования скважин на нестационарных режимах фильтрации методом восстановления запойного давления.  [3]

Характерной скважиной с загрязнением призабойной зоны глинистым раствором во время консервации является скв. При-нервичном опробовании пласта ( 2095 - 2103 м) скважина отрабатывалась в течение 45 ч со свободным дебитом 350 т / сут.  [4]

Следует отметить, что загрязнения призабойной зоны во времени могут простираться на большие расстояния и достигать 50 м от оси скважины.  [5]

Основными последствиями при этом являются загрязнение призабойной зоны продуктивных пластов, нарушение герметичности крепи и связанные с ними затраты средств и времени на восстановление потенциальной продуктивности скважин, интенсификацию притока углеводородов и производство ремонтно-изоляционных работ ( РИР) в течение всего периода разработки месторождения.  [6]

При очень низкой проницаемости и загрязнении призабойной зоны ГрозНИИ рекомендует для очистки пласта применять, помимо свабирования, метод переменных давлений.  [8]

Таким образом, скважины с высокой степенью загрязнения призабойной зоны на закачку чистой воды улучшения процесса, не проявляют, но зато сохраняют достигнутый уровень приемистости, что тоже очень важно. Отсюда следует, что допускать глубокой кольма-тации призабойной зоны взвесью нельзя, так как, в конечном счете это приведет к необратимым отрицательным последствиям вплоть до ликвидации скважин и необходимости бурения новых.  [9]

Таким образом, скважины с высокой степенью загрязнения призабойной зоны на закачку чистой воды улучшения процесса, не проявляют, но зато сохраняют достигнутый уровень приемистости, что тоже очень важно. Отсюда следует, что допускать глубокой кольма-тации призабойной зоны взвесью нельзя, так как, в конечном счете это приведет к необратимым отрицательным последствиям вплрть до ликвидации скважин и необходимости бурения новых.  [10]

В законтурных нагнетательных скважинах с целью предотвращения загрязнения призабойной зоны пласта перфорация производится после тщательной промывки ствола скважины водой и при пониженном уровне. Уровень воды в таких скважинах снижается перед перфорацией таким образом, чтобы гидростатическое давление было ниже пластового на 10 - 30 ат.  [11]

Причем с увеличением природной продуктивности повышается и степень загрязнения призабойной зоны пласта.  [12]

Такое поведение кривых притока и восстановления давления обусловлено загрязнением призабойной зоны испытываемого горизонта.  [14]

При вскрытии месторождений с низким пластовым давлением может происходить загрязнение призабойной зоны вследствие проникновения в поры воды или твердых частиц из бурового раствора Это

www.ngpedia.ru

Призабойная зона - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Призабойная зона - скважина

Cтраница 4

При обработке призабойной зоны скважин растворителями и закачке их в пласт необходимо соблюдение следующих требований безопасности.  [46]

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.  [47]

При обработке призабойной зоны скважин, сложенных песчаниками с карбонатным или глинистым цементом, используют смесь соляной и плавиковой кислот, называемую глинокислотой.  [48]

Солянокислотные обработки призабойных зон скважин, вскрывших карбонатные пласты или пласты, содержащие карбонатный цементирующий материал, а также для растворения окалины.  [49]

Процесс обработки призабойных зон скважин в нефтегазоконденсатных пластах жидкими растворителями в большой степени определяется концентрацией наиболее тяжелых компонентов пластовой смеси. При значительном их содержании в пластовой смеси и соответствующих термобарических условиях пласта насыщенность коллектора жидкостью может достигать значений, близких к критическим, или даже превышать их. В этом случае жидкая фаза оказывается подвижной или находится в условиях, близких к началу ее подвижности. Поэтому эксплуатация скважины после закачки в ее приза-бойную зону жидких углеводородов может сопровождаться двухфазным притоком ic скважине жидкости и газа.  [51]

При обработке призабойной зоны скважины углеводородными растворителями иногда количество вод в продукции скважины уменьшается или исчезает, например, в скв.  [53]

Анализ обработки призабойной зоны скважин по нефтяным залежам Азербайджана холодными углеводородными растворителями позволяет сделать следующие выводы: дополнительная добыча нефти, приходящаяся на одну обработку, составила в среднем 33 6 т; межремонтный период работы скважин после обработки увеличился более чем на 6 сут, а коэффициент эксплуатации вырос от 0 886 до 0 934; использование углеводородных растворителей резко уменьшает пробкообразование вследствие увеличения скорости восходящего потока жидкости; увеличение удельного расхода, давления, темпа закачки и времени выдержки растворителя способствует повышению эффективности обработки.  [54]

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий прогрев при-забойной зоны посредством нагревателя, отличающийся тем, что с целью повышения эффективности прогрева путем увеличения радиуса теплового воздействия одновременно с прогревом осуществляют вибровоздействие посредством установленного в скважине электромагнитного вибратора.  [55]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru


Смотрите также