Устьевое давление скважины
Устьевое давление - это... Что такое Устьевое давление?
- Устьевое давление
- (a. intake pressure; н. Kopfdruck, Bohrlochkopfdruck, Sondenkopfdruck; ф. pression en tete de puits, pression en tete de tubage, pression dans la colonne; и. presion de boca) - давление в верх. точке скважины, на её устье; измеряется манометрами Устьевой арматуры. Pазличают статич. и динамич. У. д.
Cтатическоe У. д. замеряется в остановленной скважине и зависит от пластового давления, глубины скважины и плотности заполняющей её среды. Oно численно равно разности пластового давления и давления столба жидкости от устья до пласта.
Динамическоe У. д. измеряется в действующей скважине, зависит от тех же параметров, что и статическое, и, кроме того, от дебита скважины или расхода нагнетат. агента, a также от давления в трубопроводе y скважины и перепада давлений в запорно-регулирующих органах устьевой арматуры. Избыточное У. д. по отношению к атмосферному может достигать 100 МПa и более (в газовых скважинах, при гидроразрыве пласта). A. P. Kаплан.
Горная энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия. Под редакцией Е. А. Козловского. 1984—1991.
- Устьевая арматура
- Утяжелители
Смотреть что такое "Устьевое давление" в других словарях:
Устьевое давление — ► wellhead pressure Давление в верхней точке скважины, на ее устье – измеряется манометрами устьевой арматуры. Различают два типа устьевых давлений: ■ статическое – замеряется в остановленной скважине ■ динамическое – замеряется в действующей… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
Давление на устье — ► mouth pressure Давление, отмечаемое манометром на устье скважины. Устьевое давление может быть замерено на выходе колонны НКТ на земную поверхность или в затрубном пространстве скважины … Нефтегазовая микроэнциклопедия
рабочее давление — 3.8 рабочее давление: Давление воздуха на выходе из компрессора. Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
ГОСТ Р 51365-2009: Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования — Терминология ГОСТ Р 51365 2009: Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования оригинал документа: 3.1 адаптер: Конструктивный… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
ГОСТ Р 51365-99: Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое. Общие технические условия — Терминология ГОСТ Р 51365 99: Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое. Общие технические условия оригинал документа: 3.1 адаптер: Конструктивный элемент оборудования, используемый для присоединения других элементов оборудования различных… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
интегральное давление — 3.22 интегральное давление: Способность устройства сопротивляться течи под приложенным высоким давлением. Источник: ГОСТ Р 51365 99: Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое. Общие технические условия … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
детали, регулирующие давление — 3.18 детали, регулирующие давление: Детали, используемые для контроля и регулирования движения жидкостей под давлением, например механизм уплотнения отверстия задвижки и трубодержателя. Источник: ГОСТ Р 51365 99: Оборудование нефтепромысловое… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
ГОСТ 28996-91: Оборудование нефтепромысловое устьевое. Термины и определения — Терминология ГОСТ 28996 91: Оборудование нефтепромысловое устьевое. Термины и определения оригинал документа: 47 (устьевая) елка: Часть устьевой арматуры, предназначенная для регулирования параметров потока скважинной среды в скважинном… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
ПОДВОДНО-УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ — Комплекс специальную механизмов, устройств и систем, обеспечивающих при бурении разведочных скважин механическую связь буровой установки, находящейся на плавучем основании, с устьем скважины, расположенном на дне моря. Основные элементы: стояк,… … Морской энциклопедический справочник
гирловий тиск — устьевое давление shut in wellhead pressure *Mündungsdruck – тиск рідини (газу) на виході із свердловини, на гирлі. Див. також устьовий тиск … Гірничий енциклопедичний словник
dic.academic.ru
Устьевое давление - это... Что такое Устьевое давление?
- Устьевое давление
► wellhead pressure
Давление в верхней точке скважины, на ее устье – измеряется манометрами устьевой арматуры. Различают два типа устьевых давлений:
■ статическое – замеряется в остановленной скважине
■ динамическое – замеряется в действующей скважине.
Избыточное устьевое давление по отношению к атмосферному может достигать 100 МПа и более (в газовых скважинах, при гидроразрыве пласта).
Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. — М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина. М.А. Мохов, Л.В. Игревский, Е.С. Новик. 2004.
- Устьевая арматура
- Фазовая, эффективная проницаемость
Смотреть что такое "Устьевое давление" в других словарях:
Устьевое давление — (a. intake pressure; н. Kopfdruck, Bohrlochkopfdruck, Sondenkopfdruck; ф. pression en tete de puits, pression en tete de tubage, pression dans la colonne; и. presion de boca) давление в верх. точке скважины, на её устье; измеряется… … Геологическая энциклопедия
Давление на устье — ► mouth pressure Давление, отмечаемое манометром на устье скважины. Устьевое давление может быть замерено на выходе колонны НКТ на земную поверхность или в затрубном пространстве скважины … Нефтегазовая микроэнциклопедия
рабочее давление — 3.8 рабочее давление: Давление воздуха на выходе из компрессора. Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
ГОСТ Р 51365-2009: Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования — Терминология ГОСТ Р 51365 2009: Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования оригинал документа: 3.1 адаптер: Конструктивный… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
ГОСТ Р 51365-99: Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое. Общие технические условия — Терминология ГОСТ Р 51365 99: Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое. Общие технические условия оригинал документа: 3.1 адаптер: Конструктивный элемент оборудования, используемый для присоединения других элементов оборудования различных… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
интегральное давление — 3.22 интегральное давление: Способность устройства сопротивляться течи под приложенным высоким давлением. Источник: ГОСТ Р 51365 99: Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое. Общие технические условия … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
детали, регулирующие давление — 3.18 детали, регулирующие давление: Детали, используемые для контроля и регулирования движения жидкостей под давлением, например механизм уплотнения отверстия задвижки и трубодержателя. Источник: ГОСТ Р 51365 99: Оборудование нефтепромысловое… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
ГОСТ 28996-91: Оборудование нефтепромысловое устьевое. Термины и определения — Терминология ГОСТ 28996 91: Оборудование нефтепромысловое устьевое. Термины и определения оригинал документа: 47 (устьевая) елка: Часть устьевой арматуры, предназначенная для регулирования параметров потока скважинной среды в скважинном… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
ПОДВОДНО-УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ — Комплекс специальную механизмов, устройств и систем, обеспечивающих при бурении разведочных скважин механическую связь буровой установки, находящейся на плавучем основании, с устьем скважины, расположенном на дне моря. Основные элементы: стояк,… … Морской энциклопедический справочник
гирловий тиск — устьевое давление shut in wellhead pressure *Mündungsdruck – тиск рідини (газу) на виході із свердловини, на гирлі. Див. також устьовий тиск … Гірничий енциклопедичний словник
neft.academic.ru
Устьевое давление - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Устьевое давление
Cтраница 1
Устьевое давление растет при снижении давления на приеме. С увеличением РПр разность ( Рпр - / у) растет по примерно параболическому закону. [1]
Устьевые давления необходимо знать при определении показателей эксплуатации системы обустройства промысла. В частности, устьевые давления по скважинам используются в расчетах по установлению потребной мощности ДКС. [2]
Устьевое давление - давление, фиксируемое манометром в подъемных трубах на устье скважины. [3]
Устьевые давления измеряют обычно через каждые 3 ч, забойные давления и дебиты - 1 - 2 раза в сутки. Для измерения забойных давлений используют глубинные манометры, а устьевых давлений - образцовые манометры. Спустя сутки после регистрации кривой восстановления давления глубинным манометром делают дополнительное измерение пластового давления в закрытой скважине. [4]
Устьевое давление растет при снижении давления на приеме. С увеличением Р разность t np - yj растет по примерно параболическому закону Из приведенного графика можно найти фактическое давление срыва подачи насоса. [5]
Устьевые давления определяются с помощью обычных или образцовых манометров. [6]
Устьевые давления на различных месторождениях различны, но в основном находятся в пределах 1 - 2 МПа. Извлекаемые из скважин вода и нефть и выделившийся газ при низких давлениях в системе сбора занимают большой объем и для совместного их транспорта необходимо было бы сооружать на месторождении разветвленную сеть трубопроводов большого диаметра, что очень дорого. Поэтому на месторождениях осуществляют совместный сбор продукции и транспортируют ее на определенные экономически целесообразные расстояния до групповых установок или дожимных насосных станций, где она частично разделяется на отдельные потоки. [8]
Устьевое давление 71 кГ / см2 позволяет подавать в магистральный газопровод 4 млн. м3 газа / сут. [9]
Устьевое давление на всех случаях принято равным 1 0 МПа. [10]
Устьевое давление в конце продавки выросло до 11 МПа. Наблюдается увеличение дебита нефти с 0 6 до 4 9т / сут. Эффект от обработки наблюдается 14 месяцев и продолжается. [11]
Устьевое давление и температура при этом снизились бы соответственно до 63 кгс / см2 и 17 С, а температура сепарации возросла бы до 14 5 С, что превышает равновесную температуру гидратообразования. [12]
Пониженные устьевые давления в начале разработки связаны с тем, что начальные высокие дебита газа приводят к значительным потерям давления в НКТ. По мере снижения дебитов по газу имеет место рост устьевых давлений. Последующая динамика устьевых давлений объясняется поступлением воды в продукцию скважины, снижением дебитов по газу и возрастанием влияния водонапорного режима на показатели разработки. [13]
Начальное статическое устьевое давление, приведенное к отметке 180 м, одинаково по всем горизонтам и составляет 207 кгс / смг. Пластовое давление по отдельным горизонтам различается только на вес столба газа. [14]
Устьевые давления фонтанных скважин преобразуются в пропорциональную частоту датчиком давления частотного типа ДДЧ. ДДЧ состоит из манометрической пружины, транзисторного LC-автогенератора, свободно передвигаемый сердечник индуктивности которого через рычажную систему связан с концом манометрической пружины. [15]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
Повышение - устьевое давление - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Повышение - устьевое давление
Cтраница 1
Повышение устьевого давления в колонне на величину р приводит к раскрытию плашек. [1]
С повышением устьевого давления уменьшается возможность расширения газа в пачке и, следовательно, в ней сохраняется более высокое давление. В каждом конкретном случае, при вполне определенных значениях геометрических характеристик кольцевого пространства, массы газа в пачке, глубины проявляющего пласта и некоторых других факторов давление на устье скважины зависит от диаметра установленного штуцера, подачи насосов и положения газовой пачки. [2]
Татарстана: при повышении устьевого давления закачки от 9.1 - 10.9 до 13 - 15 МПа число принимающих воду пластов на Арланском месторождении увеличилось от 51.5 до 63 % перфорированных; на Манчаровском месторождении с повышением давления закачки отмечен рост коэффициента охвата по разным скважинам до 43 - 80 %; отмечено увеличение коэффициента охвата и удельной приемистости по экспериментальным работам на месторождении Долинское, а также на ряде объектов Пермской области. [3]
В установках периодического газлифта всех типов повышение устьевого давления во время выброса всегда обусловлено появлением жидкости в потоке и увеличением ее количества. При подходе поршня к устью автомат закрывает выкидной клапан ( точки Б и Е) и выброс прекращается. Этим завершается полный цикл работы описанной установки. [4]
Анализ показывает, что во всех случаях при повышении устьевого давления выше 0.5 МПа происходит уменьшение производительности УЭЦН. Величина уменьшения зависит от обводненности, глубины спуска насоса, пластового давления, коэффициента продуктивности и ряда других факторов. [5]
Анализ показывает, что во всех случаях при повышении устьевого давления выше 0 5 МПа происходит уменьшение производительности УЭЦН. Величина уменьшения зависит от обводненности, глубины спуска насоса, пластового давления, коэффициента продуктивности и ряда других факторов. [7]
Однако в любом случае для более глубокого - охвата пласта активной кислотой необходимо стремиться к увеличению скорости закачки, Последнее достигается повышением устьевого давления закачки кислоты в пласт. Некоторые ограничения скорости рекомендуются только при обработке малопроницаемых пористых карбонатов для возможно более полного охвата кислотным воздействием толщины пласта. [8]
До сих пор все время говорилось о понижениях - повышениях забойных давлений, однако вместо забойных давлений возможно, учитывая соответствующие условия, замерять в фонтанных скважинах понижения - повышения устьевых давлений, а в насосных скважинах замерять понижения - повышения уровней жидкости. [9]
В самом деле, повышение давления на устьях скважин благоприятно сказывается на системе промыслового сбора, поскольку вся продукция скважин под этим давлением транспортируется до УПН ( см. рис. 5, 7), и необходимость в строительстве ДНС ( рис. 5, 5) в данном случае отпадает. В то же время повышение устьевых давлений на скважинах может существенно ухудшить условия добычи нефти, приводя к более раннему переходу на механизированную добычу и к увеличению потребной мощности глубинных насосов. [10]
В заключение данного раздела заметим, что начатые впервые в Татарской АССР опытно-промышленные работы при повышенном давлении нагнетания воды, их положительные результаты послужили толчком к началу проведения подобных исследований в - ряде других нефтедобывающих районов страны. Основные выводы исследований в других районах согласуются с полученными результатами по месторождениям Татарии: при повышении устьевого давления закачки от 9 1 - 10 9 до 13 - 15 МПа число принимающих воду пластов на Арланском месторождении увеличилось от 51 5 до 63 % перфорированных; на Манчаровском месторождении с повышением давления закачки отмечен рост коэффициента охвата по разным скважинам до 43 - 80 %; отмечено увеличение коэффициента охвата и удельной приемистости по экспериментальным работам на месторождении Долинское, а также на ряде объектов Пермской области. [11]
Однако с ростом времени ОЗЦ для поддержания давления на контрольном СП увеличиваются как необходимые приращения устьевого давления, так и отрезки времени с момента повышения устьевого давления до начала роста показаний контрольного СП.
www.ngpedia.ru
Режим - постоянное устьевое давление
Режим - постоянное устьевое давление
Cтраница 1
Режим постоянного устьевого давления на скважине обеспечивает поступление газа в газопровод без дожимных компрессорных станций. [1]
Режим постоянного устьевого давления выбирается, как правило, на непродолжительный срок и при этом не с начала разработки месторождения. Использование режима Ру-Const всегда связано с необходимостью некоторое время поддерживать такое давление, при котором работой системы осушки газа будет обеспечена требуемая кондиция газа Такая ситуация возникает при несвоевременном вводе в эксплуатацию дожпм-ных компрессорных станции. Применение этого режима приводит к снижению дебита скважпн ниже проектных. Такая ситуация возникает почти на всех месторождениях и приводит к временному уменьшению отбора газа го месторождения, не предусмотренного проектом. [2]
Режим постоянного устьевого давления выбирается, как правило, на непродолжительный срок, причем не с начала разработки месторождения. Использование режима ру const всегда связано с необходимостью некоторое время поддерживать такое давление, при котором работой системы осушки газа будет обеспечена требуемая кондиция газа. Такая ситуация возникает при несвоевременном вводе в эксплуатацию дожимных компрессорных станций. Применение этого режима приводит к снижению дебита проектных скважин ниже проектных. [3]
Рассчитывает забойное давление при работе скважин в режиме заданного постоянного устьевого давления. Обращается к программам АШ, Qr, ПОД. [4]
До ввода в эксплуатацию дожимной компрессорной станции, а также на завершающей стадии разработки применяется режим постоянного устьевого давления, позволяющий подавать газ на головную компрессорную станцию магистрального газопровода. [5]
Как правило, установленный в начальной стадии разработки технологический режим, например, режим постоянного дебита или депрессии, заменяется на режим постоянного устьевого давления. Снижение пластового давления, производительности скважин, увеличение количества влаги в газе, изменение скорости потока в стволе, образование пробок и другие факторы требуют предварительной оценки и выдачи конкретных рекомендаций по установлению режима работы скважин на весь срок разработки залежи с учетом применения различных мероприятий, позволяющих повысить надежность эксплуатации как отдельных скважин, так и месторождения в целом. Учет многочисленных параметров и факторов, изменяющихся по разным причинам и по мере истощения залежи, существенно осложняет однозначность решения вопроса о правильном выборе технологического режима работы скважин и прогнозирования его во времени. Время перехода от одного режима к другому в основном зависит от фактора или группы факторов, исходя из которых устанавливался данный технологический режим. Срок пригодности выбранного технологического режима зависит от темпа освоения месторождения, отбора газа, потребности народного хозяйства в газе и характеристике месторождения. [6]
Решение системы ( 328) совместно с ( 338) позволит определить изменение пластовых давлений и дебитов по пластам при заданном постоянном устьевом давлении. Обычно, как было сказано выше, режим постоянного устьевого давления устанавливается на последней стадии разработки, когда дебиты скважин становятся незначительными и, следовательно, потери давления в трубах невелики, что позволяет ими пренебречь при практических расчетах. Следовательно, методика расчета распределения давления и дебитов совпадает с расчетами при заданном постоянном забойном давлении. В общем случае для заданного постЪянного устьевого давления при численном решении приведенных уравнений забойное давление будет переменным независимо от этапа разработки, когда вводится режим постоянного устьевого давления. [7]
Наиболее часто при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений используются режимы постоянного градиента, постоянной депрессии или дебита, а также постоянного забойного давления. Причем, как правило, установленный в начальной стадии технологический режим, например постоянной депрессии или дебита, в период падающей добычи заменяется режимом постоянного устьевого давления по части скважин, устьевые давления которых отличаются от давления основного эксплуатационного фонда. В дальнейшем, с момента ввода компрессорной станции, эти скважины нередко переводятся снова на режим падающего устьевого давления. [8]
Решение системы ( 328) совместно с ( 338) позволит определить изменение пластовых давлений и дебитов по пластам при заданном постоянном устьевом давлении. Обычно, как было сказано выше, режим постоянного устьевого давления устанавливается на последней стадии разработки, когда дебиты скважин становятся незначительными и, следовательно, потери давления в трубах невелики, что позволяет ими пренебречь при практических расчетах. Следовательно, методика расчета распределения давления и дебитов совпадает с расчетами при заданном постоянном забойном давлении. В общем случае для заданного постЪянного устьевого давления при численном решении приведенных уравнений забойное давление будет переменным независимо от этапа разработки, когда вводится режим постоянного устьевого давления. [9]
К технико-экономическим показателям, влияющим на технологический режим работы скважин, в [72] относится депрессия на пласт. Выделение депрессии на пласт среди других критериев таких, как постоянство устьевого и забойного давлений, скорости потока у забоя и устья скважин, несколько ошибочно, так как депрессия на пласт выбирается прежде всего исходя из характеристики пласта и не может быть изменена только по эффективности экономических показателей. Само собой разумеется, что с увеличением депрессии производительность скважины увеличивается и, следовательно, экономические показатели разработки улучшаются. Однако эти показатели не могут быть основанием для увеличения депрессии на пласт, если его характеристика не позволяет дальнейшего ее увеличения. Так, например, при наличии подошвенной воды депрессия ограничивается достаточно строго, и превышение ее может привести к полному обводнению скважины и выходу ее из эксплуатационного фонда. Более правильным было бы экономическое обоснование режима с постоянным устьевым давлением, когда в действительности увеличение или уменьшение устьевого давления связано с дебитом и вводом компрессорной станции, и, видимо, целесообразнее критерии режима постоянного устьевого давления выбрать, исходя из экономических показателей. [10]
Страницы: 1
www.ngpedia.ru
Снижение - устьевое давление - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4
Снижение - устьевое давление
Cтраница 4
Пластовая фильтрационная система является, во-первых, физической системой, в которой происходит перемещение масс жидкости и газа и переход энергии из одного вида в другой; во-вторых, открытой системой, которая постоянно испытывает воздействия со стороны внешней среды и сама воздействует на нее. Воздействие внешней среды проявляется в отборе масс газа, воды, а также энергии, носителем которой является сжатый газ. Внешняя среда со стороны промысловой газосборной системы воздействует на рассматриваемую систему через специально созданные входы, принадлежащие системе. Ими являются добывающие скважины. Воздействие выражается в снижении устьевых давлений по сравнению со статическими в остановленных скважинах. С устьевыми давлениями при известных пластовых однозначно связаны дебиты. В дальнейшем в качестве входных переменных в основном будут использоваться только дебиты, так как из скважин, кроме газа, могут отбираться конденсат, вода и нефть. В этих условиях выбор дебитов как входных переменных приводит к однотипности описаний. [47]
Влияние устьевого давления на энергетические показатели работы штанговой насосной установки оценивается однозначно: устьевое давление равноценно удлинению подвески насоса. Следовательно, на головку балансира станка-качалки создается дополнительная нагрузка, равная произведению устьевого давления на площадь сечения плунжера. Более того, повышенное давление в подъемной колонне способствует сохранению попутного газа в растворенном состоянии, что сильно снижает его потенциальные возможности совершать работу по подъему жидкости. Поэтому снижение устьевого давления выступает основным источником пополнения газосодержания в подъемной колонне за счет выделения его из растворенного в свободное состояние и увеличения объема свободного газа, что и способствует уменьшению плотности газожидкостной смеси. Ввиду перечисленных обстоятельств проблема снижения устьевого давления скважин, имеющего повышенные значения в связи с внедрением высоконапорной герметизированной системы сбора нефти и газа, весьма актуальна. [48]
В предлагаемом способе положительный эффект, заключающийся в повышении дебита скважины, обусловлен, во-первых, поддержанием минимального давления на устье в цикле выброса с момента прихода пробки на устье. До прихода пробки жидкости на устье в цикле выброса весь рабочий агент нагнетается под пробку. Это необходимо для обеспечения высокой скорости подъема пробки до устья. При прохождении пробкой устья давление в известных решениях резко увеличивается, а перепад давления уменьшается. Дальнейшее нагнетание рабочего агента под пробку приводит к перерасходу рабочего агента и не обеспечивает сокращения доли обратных утечек добываемой жидкости. Снижение устьевого давления с момента прихода пробки на устье в предлагаемом решении обеспечивает резкое увеличение перепада давления и ускорение за счет этого подъема и прохождения всей пробкой устья скважины. Это приводит к наиболее полному вытеснению хвостовой части пробки и дополнительному выносу жидкости ( нефти) из пристенного слоя в лифтовых трубах высокоскоростным потоком рабочего агента. [49]
По месторождению Барса-Гельмес дебит газа, приходящийся на одну скважину, по II горизонту в 1 66 раза превышает прогнозный. Текущее пластовое давление по горизонту НК составляет 450 атм, а по горизонту II на май 1976 г. - 160 атм. Темп падения буферного давления по II горизонту составляет 1 8 атм / мес. Все газоконденсатные залежи указанных месторождений на данном этапе разработки эксплуатируются при газовом режиме на истощение. Разработка нефтегазокон-денсатных залежей на истощение сопровождается снижением пластового и устьевого давления, которое происходит в результате не только отбора газа из газоконденсатной зоны, но и отбора нефти и свободного газа через нефтяные скважины. Об этом свидетельствует рост газового фактора ( в пределах 2500 - 3000 м3 / т по месторождению Хотур-Тепе и 1435 - 4650 м / т по месторождению Барса-Гельмес) нефтяных скважин, расположенных в зоне ГНК. Весьма характерен тот факт, что количество эксплуатационных скважин по горизонтам НК месторождений Котур-Тепе и Барса-Гельмес меньше, чем прогнозное. Поэтому увеличение темпов отбора газа из этих скважин привело к резкому уменьшению устьевого и пластового давлений в зоне дренирования. В целях дальнейшего совершенствования системы разработки в качестве первоочередных задач рекомендуется разбуривание горизонтов нижнего крас-ноцвета. [50]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
Снижение - устьевое давление - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Снижение - устьевое давление
Cтраница 1
Снижение устьевых давлений повышает эффективность и механизированных способов эксплуатации вследствие уменьшения общего расхода энергии. [1]
Снижение устьевого давления при гаапифтном способе эксплуатации приводит к уменьшению удельного расхода рабочего агента. Это обусловливается следующими причинами. Во-первых, повышается эффективность работы закачиваемого газа за счет увеличения его объема в смеси. Во-вторых, происходит выделение из раствора попутного газа, что также ведет к уменьшению плотности смеси. И наконец, выделяющийся газ образует мелкие пузырьки газа, поэтому формируется более дисперсная структура, отличающаяся меньшей относительной скоростью фаз, что также приводит к увеличению газосодержания смеси. [2]
Снижение устьевого давления жидкости при освоении скважины также относится к мерам, ускоряющим этот процесс и снижающим потребность в объеме газа для освоения. [3]
Практические возможности снижения устьевого давления ( особенно при широком распространении герметизированной системы сбора нефти и газа) ограничены. [4]
Первые три фактора могут обеспечить снижение устьевого давления во всех скважинах, подключенных к коллектору. Но степень снижения, как правило, незначительна и неодинакова в зависимости от места подключений к коллектору. [5]
Из уравнения (6.2) видно, что снижение устьевого давления при гидроразрыве при постоянном заданном давлении гидроразрыва может быть достигнуто за счет уменьшения гидравлических потерь и увеличения плотности рабочей жидкости. [6]
Из представленных данных видно, что потенциал снижения устьевого давления достаточно высок. По системе Коллектор 3 доля скважин с Ру 10 ат превышает 95 %; значительна также доля ( 6 8 %) скважин с давлением более 25 ат. [8]
При периодическом газлифте увеличение эффективности эксплуатации при снижении устьевого давления обуславливается действием других факторов. В период накопления снижение устьевого давления приводит к увеличению депрессии на пласт и, следовательно, к сокращению времени накопления столба жидкости. В период выброса уменьшение давления на устье вызывает увеличение скорости подъема пробки и сокращение обратной утечки жидкости. Таким образом, сокращается время одного цикла, увеличивается количество циклов в сутки и отбор за один цикл. [9]
По окончании фонтанирования скважины, а следовательно, и снижения устьевого давления до нуля поршень устанавливают в соответствующее положение вручную при помощи рычага. [10]
По окончании фонтанирования скважины, а следовательно, и снижения устьевого давления до нуля поршень устанавливают в соответствующее положение вручную при помощи рычага. [11]
Если дополнительный перепад в наклонной скважине невозможно компенсировать увеличением пластового-или снижением устьевого давления, то фонтанный период ее работы сокращается. [12]
Кроме того, в предлагаемом способе положительный эффект достигается за счет снижения устьевого давления из-за подключения струйного аппарата в цикле накопления. Поддержание минимального давления в цикле накопления обеспечивает интенсификацию притока жидкости к забою, а следовательно, сокращение продолжительности цикла накопления. [13]
К числу узловых расчетных параметров отнесены: давление нагнетания глубинн
www.ngpedia.ru
Увеличение - устьевое давление - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Увеличение - устьевое давление
Cтраница 1
Увеличение устьевого давления с двадцать четвертого года объясняется внедрением герметизированной системы сбора нефти и газа. [1]
Увеличение устьевого давления повышает расход энергии на подъем жидкости, сокращает предел дегазации нефти, что также требует увеличения расхода энергии на подъем. [2]
При увеличении устьевого давления наблюдается запаздывание в его распространении по заколонному пространству, обусловленное дросселированием жидкости по путям проникновения. Различие в сопротивлениях участков, по которым дросселируется жидкость, приводит к тому, что при резких изменениях устьевого давления на отдельных участках заколонного пространства меняется на противоположный знак градиент давления и изменяется направление движения жидкости. [3]
Гидродинамические исследования позволили не только прямо увидеть увеличение пластового давления через увеличение устьевого давления, но также расчетным путем установить неочевидное увеличение пластового давления почти до начальной величины. [4]
Чем выше скорость откачки, тем меньшее снижение производительности штангового насоса происходит при увеличении устьевого давления на заданную величину. [5]
Показания СП № 15, находящегося в конце второго участка, в начале ОЗЦ также возрастают с увеличением устьевого давления, но снижаются во времени при постоянном устьевом давлении вследствие зависимости от процесса гидратации цементного раствора. По истечении некоторого времени, еще до начала схватывания цементного раствора, показания СП № 15 совсем перестают зависеть от устьевого давления. [6]
В период покоя давление на всех СП продолжало снижаться, несмотря на то, что схватывание цементного раствора закончилось, а увеличениями устьевого давления в заколонном пространстве были созданы каналы, по которым давление передавалось на все СП, кроме самого нижнего. [7]
С увеличением устьевого давления в два раза существенно уменьшается доля газовой фазы в продукции скважин. [8]
Второй принцип, который закладывается в проект, - достаточно высокие устьевые давления, обеспечивающие увеличение сроков фонтанирования и необходимые деби-ты скважин. Если на нефтяном месторождении или вблизи него имеется газовая залежь с высоким пластовым давлением, то этот принцип осуществляется легко. При внедрении компрессорного газлифта увеличение устьевых давлений ведет к снижению эффекта использования энергии сжатого газа. На газовом месторождении энергия газа ( особенно в начале разработки газовой залежи) после частичного использования ее на низкотем-дературную сепарацию ( НТС) зачастую расходуется бесполезно. Естественно, небольшие по запасам газовые месторождения, размещенные на площадях нефтяных месторождений или вблизи них, рекомендуется сохранять как естественные источники энергии для подъема жидкости из нефтяных скважин. [9]
Возможны случаи, когда широкомасштабное применение гидроразрыва будет решающим средством вовлечения в разработку запасов нефти однопластовых малопродуктивных месторождений и таким образом - средством увеличения нефтеотдачи. Кстати, после гидроразрыва высокое давление нагнетания, близкое к давлению гидроразрыва, но ниже его, вполне может быть применено, поскольку одно другому не мешает. Для многих нефтяников согласиться на применение высокого давления нагнетания, близкого к давлению гидроразрыва, гораздо труднее, чем на применение гидроразрыва, потому что применение гидроразрыва - дело кратковременное, а применение высокого давления нагнетания - дело постоянное до конца разработки пластов; возражают, предполагая, что это слишком дорого, потому что скважины на устье должны выдержать вместо 120 ат 300 ат, а при применении избирательного заводнения, где нагнетательные назначают не по геометрическому принципу, а выбирают из числа пробуренных скважин с учетом геологического строения пластов, давление на устье 300 ат должны выдерживать все скважины. Но увеличение устьевого давления нагнетания до 300 ат требует увеличения капитальных затрат на 10 %, а увеличивает общую производительность скважин на 50 % и более. [10]
Однако с ростом времени ОЗЦ для поддержания давления на контрольном СП увеличиваются как необходимые приращения устьевого давления, так и отрезки времени с момента повышения устьевого давления до начала роста показаний контрольного СП. Так, при создании очередной, седьмой, ступени давления на устье увеличение устьевого давления до 8 7 МПа длительное время не вызывало изменения показаний контрольного СП, затем они скачком возросли до 11 48 МПа. [11]
Однако с ростом времени ОЗЦ для поддержания давления на контрольном СП увеличиваются как необходимые приращения устьевого давления, так и отрезки времени с момента повышения устьевого давления до начала роста показаний контрольного СП. Так, при создании очередной, седьмой, ступени давления на устье увеличение устьевого давления до 8 7 МПа длительное время не вызывало изменения показаний контрольного СП, затем они скачком возросли до 11 48 МПа. При отсутствии в заколонном пространстве воздушного пузыря регулировка устьевого давления для получения заданного давления на контрольном СП сильно осложнилась, и в последующем увеличение устьевого давления приводило к резким скачкам давления на СП, вследствие чего приходилось снижать устьевое давление до атмосферного, ждать снижения показаний контрольного СП и затем вновь пытаться так установить устьевое давление, чтобы показания контрольного СП соответствовали выбранному диапазону. [12]
Страницы: 1
www.ngpedia.ru
