В скважине депрессия

Технической задачей изобретения является обеспечение возможности освоения скважины стабильной газожидкостной смесью расчетной плотности (пенной системой), приготовленной на устье скважины с возможностью регулирования величины депрессии на пласт в процессе освоения скважины, а также с возможностью эффективного освоения пластов с загрязненной призабойной зоной.

Поставленная задача решается способом освоения скважины созданием депрессии на пласт, включающим спуск колонны насосно-компрессорных труб НКТ, замену жидкости, заполняющей скважину, на газированный водный раствор поверхностно-активного вещества ПАВ, кислотную обработку пласта, вызов притока жидкости из пласта.

Новым является то, что освоение скважины производят в виде последовательного использования циклов закачки газированного раствора ПАВ и кислотной обработки, причем цикл закачки газированного раствора ПАВ осуществляют спуском внутрь колонны НКТ гибких труб ГТ не ниже нижней кромки колонны НКТ, а газирование раствора ПАВ производят на устье скважины до получения необходимого объема стабильной пенной системы, который закачивают по ГТ с заполнением внутреннего пространства колонны НКТ, после вызова притока пластовой жидкости ГТ опускают до забоя и производят промывку скважины технологической жидкостью с последующим определением приточно-добывных характеристик пласта, после чего производят цикл кислотной обработки пласта, включающей последовательную закачку по ГТ 1/3 от общего объема соляной кислоты и 2/3 глинокислоты с продавкой в пласт технологической жидкостью, после чего выдерживают технологическую паузу, необходимую для максимальной эффективности кислотной обработки, и ГТ поднимают до входа в колонну НКТ в требуемый интервал, после чего осуществляют цикл закачки газированного раствора ПАВ.

Также новым является то, что каждый раз после снижения производительности пласта циклы кислотной обработки и закачки газированного раствора ПАВ повторяют.

На фигуре изображена схема реализации предложенного способа.

Способ освоения скважины созданием депрессии на пласт производят в виде последовательного использования циклов закачки газированного раствора ПАВ и кислотной обработки следующим образом.

В скважину 1 производят спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 2. Далее, внутрь колонны НКТ 2 спускают колонну гибких труб (ГТ) 3 посредством специальной установки "Колтюбинг" 4 не ниже нижней кромки 2' колонны НКТ 2. После чего на устье скважины обвязывают газокомпрессорную установку 5 с емкостью 6, заполненной приготовленной заранее технологической жидкостью расчетного объема, например 5 м³. Технологическую жидкость приготавливают в виде водного раствора с ПАВ. В качестве ПАВ могут использоваться известные пенообразующие поверхностно-активные вещества, например, может использоваться МЛ-81Б по ТУ 2481-007-48482528-99 (в концентрации - 0,1%), неонол АФ 9-4, АФБ 12 по ТУ 2483-077-05766801-98 (в концентрации - 0,2-0,3%) и др., приготавливаемые в мерной емкости на растворном узле (не показано), после чего завозят на скважину 1, например, в автоцистерне АЦ-10 (емкость 6).

Далее с помощью насоса и компрессора (не показано), размещенных в составе газокомпрессорной установки 5, газируют технологическую жидкость, выводят на режим освоения газокомпрессорную установку 5, получив на выходе стабильную пенную систему. После чего закачивают газированный раствор ПАВ (стабильную пенную систему) по ГТ 3 с заполнением внутреннего пространства колонны НКТ 2, например, прокачивают газированный раствор ПАВ в вышеупомянутом объеме 5 м³ под давлением 10 МПа через колонну ГТ 3 по кольцевому пространству 7 между НКТ 2 и ГТ 3 в желобную емкость 8, т.е. осуществляют цикл закачки газированного раствора ПАВ.

При этом сначала происходит вытеснение скважинной жидкости, находящейся во внутреннем пространстве ГТ 3 и кольцевом пространстве 7, в желобную емкость 8 и ее замена на газированный раствор ПАВ. При этом снижается депрессия на пласт 9 и происходит вызов притока скважинной жидкости из пласта 9.

В процессе вызова притока из пласта 9 скважины 1 величину снижения депрессии на пласт 9 регулируют глубиной - L спуска ГТ 3 в колонну НКТ 2, причем чем ниже ГТ 3 размещена в колонне НКТ 2, тем больше создаваемая депрессия на пласт 9, и, наоборот, чем выше гибкая труба 3 размещена в колонне НКТ 2, тем ниже депрессия.

Величину создаваемой депрессии на пласт 9 в процессе вызова определяют опытным путем в зависимости от геолого-технических условий. После чего отключают компрессор и с помощью насоса газокомпрессорной установки 5 промывают забой 10 скважины 1 технологической жидкостью, например водным раствором с ПАВ МЛ-81Б в расчетном объеме, например, не менее 4 м³ с спуском ГТ 3 до забоя 10. При наличии притока из пласта 9 определяют приточно-добывные характеристики скважины любым известным способом, например дебитомером.

При отсутствии притока из пласта 9 в скважину 1 производят обработку призабойной зоны пласта (ПЗП) закачкой кислотного раствора в расчетном объеме в зависимости от толщины пласта 9. Для этого отсоединяют нагнетательную линию 11 газокомпрессорной установки 5 от установки "Колтюбинг" 4 и подсоединяют к ней нагнетательную линию кислотного агрегата (не показано) и перекрывают кольцевое пространство 7 между НКТ 2 и ГТ 3 с помощью задвижки 12.

Устанавливают низ колонны ГТ 3 напротив "подошвы" интервала перфорации обрабатываемого пласта 9, т.е. нижний конец ГТ 3 размещается ниже нижней кромки 2' НКТ 2. После чего производят цикл кислотной обработки пласта 9, включающей последовательную закачку по ГТ 1/3 от общего объема соляной кислоты и 2/3 глинокислоты с продавкой в пласт технологической жидкостью. Т.е. посредством кислотного агрегата последовательно закачивают соляную и глинокислоту соответственно по 1/3 и 2/3 части от общего объема кислотного состава и производят продавку кислотного состава в пласт любой технологической жидкостью, например пресной водой ρ=1000 кг/м³ под давлением 12 МПа. Например, общий объем закачки кислотного агрегата составляет 4,5 м³, тогда объем соляной кислоты составляет 1,5 м³, а объем глинокислоты составляет 3 м³.

Концентрация и состав соляной кислоты и глинокислоты берутся в любой известной пропорции, применяемой при обработке призабойной зоны пласта 9. Например, используют кислоту соляную ингибированную по ТУ 2122-205-00203312-2000, а глинокислоту - по ТУ 02-1453-78. После чего выдерживают технологическую паузу, необходимую для максимальной эффективности кислотной обработки, и ГТ 3 поднимают до входа в колонну НКТ 2 в требуемый интервал, т.е на глубину - L. После чего отсоединяют нагнетательную линию кислотного агрегата от установки "Колтюбинг" 4 и подсоединяют нагнетательную линию 11 газокомпрессорной установки 5.

После чего цикл закачки газированного раствора ПАВ и кислотной обработки повторяют, как описано выше, расчетное количество раз, обычно от 3 до 5 циклов. При наличии притока из пласта 9 определяют приточно-добывные характеристики скважины любым известным способом. Объемы закачки газированного раствора ПАВ и кислотной обработки в каждом цикле определяются опытным путем.

Каждый раз после снижения производительности пласта, например при снижении дебита из пласта добывающих скважин или при снижении приемистости пласта нагнетательных скважин более чем на 50%, цикл кислотной обработки и закачки газированного раствора ПАВ повторяют.

Способ освоения созданием депрессии на пласт позволяет произвести освоение скважины стабильной газожидкостной смесью (стабильной пенной системой) расчетной плотности, приготовленной на устье скважины с возможностью регулирования депрессии на пласт в процессе освоения скважины путем изменения глубины спуска колонны ГТ, а также повысить эффективность освоения пластов с загрязненной призабойной зоной пласта за счет изменения величины депрессии.

1. Способ освоения скважины созданием депрессии на пласт, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, замену жидкости, заполняющей скважину, на газированный водный раствор поверхностно-активного вещества - ПАВ, кислотную обработку пласта, вызов притока жидкости из пласта, отличающийся тем, что освоение скважины производят в виде последовательного использования циклов закачки газированного раствора ПАВ и кислотной обработки, причем цикл закачки газированного раствора ПАВ осуществляют спуском внутрь колонны НКТ гибких труб - ГТ не ниже нижней кромки колонны НКТ, а газирование раствора ПАВ производят на устье скважины до получения необходимого объема стабильной пенной системы, который закачивают по ГТ с заполнением внутреннего пространства колонны НКТ, после вызова притока пластовой жидкости ГТ опускают до забоя и производят промывку скважины технологической жидкостью с последующим определением приточно-добывных характеристик пласта, после чего производят цикл кислотной обработки пласта, включающей последовательную закачку по ГТ 1/3 от общего объема соляной кислоты и 2/3 глинокислоты с продавкой в пласт технологической жидкостью, после чего выдерживают технологическую паузу, необходимую для максимальной эффективности кислотной обработки, и ГТ поднимают до входа в колонну НКТ в требуемый интервал, после чего осуществляют цикл закачки газированного раствора ПАВ.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что каждый раз после снижения производительности пласта циклы кислотной обработки и закачки газированного раствора ПАВ повторяют.

findpatent.ru

Геомеханическое моделирование в оценке величины допустимой депрессии для скважины с открытым забоем

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2017 - № 4(6). – С. 36-39

УДК 622.276.1/.4.001.57

Ю.В. Кондрашова
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

Электронный адрес: [email protected]

Ключевые слова: геомеханическая модель, вынос твердой фазы, стабильность ствола, разрушение, допустимая депрессия, глубина повреждений, напряжения

Дано описание геомеханического исследования в области стабильности околоскважинного пространства и прогноза устойчивости стенок ствола скважины при ее эксплуатации со значительным выносом твердой фазы. Сделана попытка ответить на вопрос: до какой степени можно снижать забойное давление при эксплуатации скважины, чтобы избежать неконтролируемого выноса твердых частиц и коллапса скважины. Такая необходимость часто связана с поддержанием добычи на плановом уровне по экономическим соображениям. Основным инструментом в подобном анализе является качественно построенная 1D геомеханическая модель ствола скважины. Приведена простая методика, позволяющая с помощью такой модели спрогнозировать критичность состояния околоскважинной зоны.

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2017, no. 4(6), pp. 36-39

Yu.V. Kondrashova
Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University), RF, Moscow

E-mail: [email protected]

Keywords: geomechanical model, solid production, wellbore stability, shear failure, critical drawdown pressure, depth of damage, stresses

The article is devoted to geomechanical research in wellbore stability analysis area. It’s related to solid production prediction and maintaining borehole zone in stable conditions during recovery. The research attempts to answer the question – what the bottom hole pressure should we use (and could we decrease it) to avoid uncontrolled solid production and wellbore collapse. This need is often associated with maintaining production at a planned level for economic reasons. The main tool in such analysis is a qualitatively constructed 1D geomechanical model (1D MEM – Mechanical Earth Model). This article presents a methodology which allows to predict of borehole zone criticality and to define allowable and critical drawdown pressure.

Прогнозирование количества вынесенной породы из скважин с открытым забоем – одна из главных задач при назначении для них рабочей депрессии.

Как известно, вопрос пескопроявления и выноса твердой фазы необходимо рассматривать с двух сторон: геомеханической – для оценки степени разрушения околоскважинного пространства, и гидродинамической – для определения скорости потока и ее влияния на вынос разрушенных частиц. Однако часто наблюдается незакономерный вынос породы, обусловленный влиянием особых процессов, происходящих в призабойной зоне, когда при снижении забойного давления вынос отсутствует, и, наоборот, с его повышением обломки породы появляются на поверхности. Это свидетельствует об уже имеющихся разрушениях околоскважинной зоны. В этом случае 1D геомеханическая модель (MEM – Mechanical Earth Model) позволяет оценить уровень и характер разрушений, что в свою очередь определяет возможность увеличения депрессии на текущий период эксплуатации скважины, чтобы избежать ее полного разрушения.

Оценка возможности повышения депрессии с целью увеличения добычи была проведена для скв. S-1 месторождения Х, карбонатный коллектор которого характеризуется аномально высоким пластовым давлением. Вынос твердой фазы происходил вне зависимости от применяемой депрессии или дебита. Опыт освоения соседней скважины данного месторождения, полностью разрушенной при опробовании, также свидетельствует о разрушающем воздействии применяемой депрессии. Главная задача заключается в том, чтобы найти критическое значение давления, при котором не будет происходить постепенного разрушения околоскважинной зоны, а также неконтролируемого выноса породы.

Целью данной работы являлась оценка состояния открытого забоя исследуемой скважины. Необходимо было дать рекомендации по ограничению депрессии (возможно ли ее увеличить на текущий момент), чтобы избежать негативных последствий при эксплуатации скважины. 

Для решения описанной задачи был проведен расчет и анализ 1D МЕМ, представляющей собой коллаборацию действующих в пласте напряжений, упруго-прочностных свойств, пластового давления с учетом искривления скважинной выработки [1]. На текущий момент пластовое давление по скважине S-1 снизилось с 72,8 МПа до 67,3 МПа. Общее количество твердых частиц, вынесенных на поверхность М_solid , составило 724 кг. Используя в данной модели некоторое пре- дельное значение, по которому можно определить, разрушится ли тот или иной интервал при тех или иных условиях (в данном случае использовался критерий Мора-Кулона), а также оценить состояние и степень разрушения прослоя мощности открытого забоя. На рис. 1 приведена данная модель, где желто-оранжево-красная заливка указывает на интервалы, которые являются наиболее слабыми и больше других подвержены разрушению.

Рис. 1. 1D MEM участка коллектора с разной глубиной повреждений относительно радиуса скважины

Левая граница зоны с серой заливкой характеризует градиент начала нефтегазопроявления, зоны с желтой заливкой – градиент начала обрушений, правая граница зоны с голубой заливкой - градиент начала поглощений, а зоны с темно-синей заливкой – градиент разрыва или градиент начала трещинообразования. Между данными зонами находится так называемое «безопасное окно» бурового раствора, указывающее на вес бурового раствора, который можно применять при бурении данной скважины, чтобы не вызвать осложнений и аварий во время ее проводки.

Чтобы перейти от качественного анализа к количественному, существует концепция глубины повреждений (depth of damage), основанная на утверждении, что критическое состояние ствола скважины или самый высокий риск обрушения достигается в тот момент, когда радиус скважины по наибольшей оси эллипса составляет 20-25 % номинального радиуса скважины [2] (зона, указанная красной заливкой на рис. 1). Следует отметить, что в плане модель разрушения ствола скважины в идеале представляет собой эллипс: со стороны большей оси действует минимальное горизонтальное напряжение, со стороны меньшей – максимальное SH_max (рис. 2).

Рис. 2. Фактическое разрушение (а) и модель разрушения (б) ствола скважины (в плане) в зонах с наибольшей вероятностью выноса породы:
r₀ – начальный радиус скважины; r_a, r_b – соответственно большая и малая полуось эллипса разрушения

Если предположить, что максимальное разрушение ствола возникает в момент достижения максимальной депрессии (или минимального забойного давления), то количество разрушенной породы по принятой эллиптической модели разрушения M_model должно быть с долей погрешности соизмеримо с накопленным количеством фактически вынесенной породы на поверхность M_solid. Таким образом, об адекватности подобранной эллиптической модели по всему открытому стволу можно судить, сравнивая количество разрушенной породы, определеное по модели, с накопленным количеством породы, фактически вынесенной на поверхность, что в итоге позволяет оценить критичность состояния всего резервуара.

В таблице представлены результаты расчетов по модели разрушения. Следует отметить, что рассчитанное по модели количество разрушенной породы при забойном давлении 46 МПа практически соответствует ее фактической массе.

Из рис. 1 видно, что зеленая линия, соответствующая минимальному (за время эксплуатации скважины) забойному давлению, пересекает красно-оранжево-желтую зону во многих интервалах, следовательно, разрушения достигли критического уровня в некоторых особенно слабых интервалах, и превышение данного значения давления в дальнейшем может негативно отразиться на стабильности ствола скважины. Критическое значение забойного давления для скважины S-1 составило 46 МПа.

Помимо критической депрессии, которая может стать причиной сдвиговых разрушений в той или иной области, по мере истощения и снижения пластового давления повышаются эффективные напряжения σ_eff, представляющие собой разность полного напряжения σ и текущего пластового давления p_init

где η – коэффициент пороупругости.

Эффективное тангенциальное напряжение вычисляется по формуле

где σ₁, σ₂ – главные напряжения в поперечном сечении ствола скважины, МПа;
p_w – текущее забойное давление, МПа.

Эти напряжения (тангенциальные или кольцевые), действующие на стенки ствола скважины, могут привести к разрушению горной породы. Для того, чтобы компенсировать нарастающие напряжения, забойное давление в процессе эксплуатации должно превышать установленное критическое значение.

На рис. 3 представлен результирующий график, суммирующий вышесказанные положения по определению допустимой депрессии для скважины S-1, исходя из существующих пластовых условий.

Рис. 3. Определение допустимой депрессии для скважины S-1 c учетом истощения пласта и состояния его призабойной зоны

По рис. 3 можно определить, в каком диапазоне должна быть депрессия, чтобы избежать сдвиговых разрушений в околоскважинной зоне. При попадании в «конус» возникают условия, способствующие образованию дополнительных разрушений за счет возрастающих тангенциальных напряжений, действующих на стенки ствола. Крайняя правая образующая конуса указывает на критическую депрессию, превышение которой крайне нежелательно и может привести к полному обрушению скважины. Крайняя левая образующая является границей опасной зоны: при депрессии ниже данного предельного значения риск разрушений минимизирован. Таким образом, при текущем пластовом давлении скважины S-1, равном 67,3 МПа, диапазон значений депрессии Δp, при которой могут возникать разрушения, составляет 19,0-21,3 МПа. При текущем критическом забойном давлении, равном 46 МПа, возможно снижение забойного давления с текущего значения 51 МПа на 5 МПа.

На основе полученных результатов была составлена программа по снижению забойного давления, которое необходимо проводить пошагово в три этапа: 1,5 МПа на каждом этапе. После каждого этапа необходимо контролировать состояние скважины. В случае возникновения выноса твердой фазы следует пересматривать 1D MEM и эллиптическую модель разрушения.

В ходе работы был предложен оперативный метод определения критической и допустимой депрессии для скв. S-1 с открытым забоем, рассчитана допустимая депрессия с учетом тангенциальных напряжений на текущий период эксплуатации скважины, а также определена ее динамика по мере снижения пластового давления. Для подобной оценки требуется только корректно построенная 1D MEM ствола скважины, которая позволяет корректно определить главные напряжения, а также упруго-прочностные свойства пород. Последние, как правило, являются самой большой неопределенностью в подобных моделях и в наибольшей степени влияют на результаты исследования.

В частности, такой параметр, как прочность на одноосное сжатие UCS, существенно влияет на вид и локализацию разрушений. Магнитуда и анизотропия напряжений также вносят весомые изменения в модель стабильности ствола.

Контроль разрушения околоскважинного пространства при разработке – процесс сложный, зависящий от совокупности множества факторов. Разрушения могут носить непредсказуемый характер: ослабленные участки по границам вполне могут создать условия для разрушения устойчивых интервалов (например, сколы по плоскостям трещин). Однако приведенный метод является хорошим инструментом, позволяющим оценить рабочий потенциал скважины до полного ее разрушения или обвала, и может быть использован в оценке состояния призабойной зоны пласта в случае наличия хвостовика, например, может объяснить резкое увеличение скин-фактора или неустойчивость перфорационных отверстий.

1. Zoback M. D. Reservoir Geomechanics. — Cambridge: Cambridge University Press, 2007. — 500 р.
2. US Patent Application No. 13/863572. Determining A Limit Of Failure In A Wellbore Wall / M. Frydman. — filed 17.04.13.

1. Zoback M.D., Reservoir geomechanics, Cambridge University Press, 2007, 500 p.
2. Frydman M., Determining a limit of failure in a wellbore wall, IS11.0844, US Patent Application no. 13/863572, filed 17.04.13.

Ссылка на статью в русскоязычных источниках:

Ю.В. Кондрашова. Геомеханическое моделирование в оценке величины допустимой депрессии для скважины с открытым забоем // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. — 2017 — № 4(6). — С. 36-39.

The reference to this article in English is:

Yu.V. Kondrashova. Geomechanical modeling in estimation of limit drawdown pressure for the open hole well (In Russ.), PRONEFT''. Professional’no o nefti, 2017, no. 4(6), pp. 36-39.

ntc.gazprom-neft.ru

Максимально допустимая депрессия - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Максимально допустимая депрессия

Cтраница 1

Максимально допустимая депрессия различна не только для каждого месторождения, но и для каждой скважины данного месторождения.  [2]

Максимально допустимая депрессия при воздействии на пласт управляемыми циклическими депрессиями-репрессиями определяется с учетом прочности обсадной колонны на сминающее давление, наличия близлежащих водоносных горизонтов, устойчивости коллектора.  [3]

Максимально допустимую депрессию для средней скважины определяют как среднюю арифметическую из допустимых депрессий по каждой скважине.  [4]

Режим максимально допустимой депрессии в условиях рыхлых коллекторов, строго говоря, не является оптимальным. В подобных случаях целесообразнее поддерживать на поверхности перфорационных каналов максимально допустимый градиент давления [29, 65], о чем будет сказано ниже.  [5]

Величину максимально допустимой депрессии для средней скважины определяют как среднеарифметическую из допустимых депрессий по каждой скважине.  [6]

Режим максимально допустимой депрессии в условиях рыхлых коллекторов, строго говоря, не оптимален, подобных случаях целесообразнее поддерживать на поверхности перфорационных каналов максимально допустимый градиент давления. Именно градиенту давления, а не депрессии на пласт пропорциональна разрушающая скелет породы сила.  [7]

Режим максимально допустимой депрессии в условиях рыхлых коллекторов, строго говоря, не оптимален.  [8]

Если скважина не оборудована фонтанными трубами, то максимально допустимая депрессия должна определяться для сечения, где скважина переходит от горизонтального положения к вертикальному, так как на этом сечении имеют место максимальные потери давления по длине фильтра.  [9]

При исследовании скважины на различных отборах устанавливается такая максимально допустимая депрессия на пласт, при которой еще не происходит разрушения забоя и выноса в скважину частиц породы продуктивного пласта. Время t в ( 1) соответствует моменту проведения исследования скважины.  [10]

В результате исследования скважины при различных отборах устанавливается такая максимально допустимая депрессия на пласт, при которой еще не происходит разрушения коллектора и выноса в скважину частиц породы продуктивного пласта. Время Г в (3.1) соответствует моменту проведения исследования скважины.  [11]

В результате исследования скважины при различных отборах устанавливается такая максимально допустимая депрессия на пласт, при которой еще не происходит разрушения коллектора и выноса в скважину частиц породы продуктивного пласта. Время t в (3.1) соответствует моменту проведения исследования скважины.  [12]

Сравнение результатов исследования до и после обработки показывает, что максимально допустимые депрессии по скважинам значительно увеличились.  [13]

ЛР, - депрессии, определяющие режим работы скважин; ДР дОП - максимально допустимые депрессии на забоях скважин; Cj ( q) - содержание нефти в добытой жидкости.  [14]

Страницы:      1    2   

www.ngpedia.ru

Воронка - депрессия - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Воронка - депрессия

Cтраница 4

Существенное влияние на закономерности формирования воронки депрессии оказывают процессы перетекания через разделяющие ( обычно глинистые) слои. Анализ такого влияния обычно осложняется недостаточной ясностью процессов фильтрации в глинистых породах, в связи с чем такие процессы приходится рассматривать при некоторых гипотетических представлениях о природе проницаемости и емкости разделяющих слоев.  [46]

При упруго-водонапорном режиме процесс образования воронки депрессии давления усложняется, поскольку добавляется новый фактор - зависимость глубины воронки депрессии пластового давления от суммарного объема отобранной из пласта жидкости. Чем больше отобрано из пласта жидкости, тем глубже воронка депрессии давления.  [48]

Время, необходимое для достижения воронкой депрессии естественных границ подземного резервуара, назовем первой фазой фильтрации. По достижении этих границ, если они непроницаемы, начнется падение граничного пластового давления и собственно истощение резервуара.  [49]

Динамическое пластовое давление ра вдоль контура воронки депрессии меняется в зависимости от изменения ее формы. На среднем радиусе воронки депрессии или на радиусе влияния скважины действует только некоторое среднее динамическое давление.  [50]

В безнапорном потоке нестационарный режим формирования воронки депрессии при откачке из совершенной скважины осложняется, во-первых, влиянием вертикальных сопротивлений, которые при нестационарном режиме проявляются сильнее в связи с возникновением вертикальных скоростей фильтрации, направленных от свободной поверхности внутрь пласта ( рис. 3.13. а), и, во-вторых, замедленным характером гравитационной водоотдачи, связанным с буферным действием капиллярной зоны.  [51]

Заметим, что при крутых формах воронки депрессии, формирующейся вблизи водозаборной скважины, существенно нарушается предпосылка одномерного напряженнодеформированного состояния и для расчетов осадки поверхности земли при водоотборе необходимо решать задачу упругого режима фильтрации с учетом пространственно-деформируемого состояния массива.  [52]

При практических расчетах важно знать распространение воронки депрессии за период откачки грунтовых вод, так как размеры воронки постоянно меняются.  [53]

РАДИУС ПИТАНИЯ СКВАЖИНЫ ПРИВЕДЕННЫЙ - при асимметричной воронке депрессии - радиус кругового ( симметричного) контура питания, при котором обеспечивался бы фактически наблюдаемый дебит скважины. Приблизительно может определяться по формулам: для ограниченного пласта Rnp У F / я, где F - площадь, ограниченная асимметричным контуром питания, для неограниченного пласта Rnp 1 5Уа /, где а - коэффициент пьезопроводно-сти, t - время работы скважины. РАДИУС ПОР ЭФФЕКТИВНЫЙ - радиус фильтрационных каналов в модели пористой среды, которая имеет одинаковые с реальной горной породой значения пористости и проницаемости.  [54]

Поверхность распределения динамического пластового давления осложнена воронками депрессий, образующихся около эксплуатационных скважин.  [56]

В сводовых нефтегазовых залежах наряду с общей воронкой депрессии давления около каждой скважины образуются воронки поверхностей контактов нефть - газ и нефть - вода.  [57]

Воронка изменения давления вокруг добывающей скважины ( воронка депрессии) в трещинных коллекторах очень мала, так как высокая проницаемость трещин позволяет получать высокие дебиты при незначительных депрессиях. Для течения нефти по трещинам достаточны малые градиенты давления, но они настолько малы, что не в состоянии управлять процессами обмена жидкостями между матрицей и трещинами.  [58]

Страницы:      

www.ngpedia.ru

депрессия в скважине - это... Что такое депрессия в скважине?

депрессия в скважине

Oil: drawdown, pressure drawdown

Универсальный русско-английский словарь. Академик.ру. 2011.

• депрессия в пожилом возрасте
• депрессия в сочетании с физическим недомоганием

Смотреть что такое "депрессия в скважине" в других словарях:

• Инфляция — (Inflation) Инфляция это обесценивание денежной единицы, уменьшение ее покупательной способности Общая информация об инфляции, виды инфляции, в чем состоит экономическая сущность, причины и последствия инфляции, показатели и индекс инфляции, как… …   Энциклопедия инвестора

• Продуктивность (нефтедобыча) — Продуктивность  это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти. По определению коэффициент продуктивности это отношение дебита скважины к депрессии: где   коэффициент продуктивности [м³/(сут*МПа)],   дебит… …   Википедия

• СТО Газпром 18-2005: Гидрогеоэкологический контроль на специализированных полигонах размещения жидких отходов производства в газовой отрасли — Терминология СТО Газпром 18 2005: Гидрогеоэкологический контроль на специализированных полигонах размещения жидких отходов производства в газовой отрасли: 2.8 депрессионная воронка: Часть водоносного горизонта с пониженным пластовым давлением,… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

• Дебит —         (от франц. debit сбыт, расход * a. discharge, flow rate, yield, production rate; н. Forderrate, Zufluβrate, Entnahmerate, Ergiebigkeit; ф. debit; и. caudal de un pozo, rendimiento de un sondeo) объём жидкости (воды, нефти) или газа,… …   Геологическая энциклопедия

• Освоение скважин —         (a. well completion; н. Inproduktionssetzen der Sonde; ф. completion des puits; и. habilitacion de pozos, potenciacion de sondeos, poner en explotacion pozos, poner en marcha sondeos) комплекс работ по вызову притока пластового флюида из… …   Геологическая энциклопедия

universal_ru_en.academic.ru

депрессия на пласт - это... Что такое депрессия на пласт?

депрессия на пласт

2.11 депрессия на пласт: Разность между текущим пластовым и забойным давлениями.

Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации. academic.ru. 2015.

• депрессионная поверхность
• депропанизация (нестабильного газового конденсата)

Смотреть что такое "депрессия на пласт" в других словарях:

• депрессия на пласт — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN differential pressure drawdown …   Справочник технического переводчика

• СТО Газпром 18-2005: Гидрогеоэкологический контроль на специализированных полигонах размещения жидких отходов производства в газовой отрасли — Терминология СТО Газпром 18 2005: Гидрогеоэкологический контроль на специализированных полигонах размещения жидких отходов производства в газовой отрасли: 2.8 депрессионная воронка: Часть водоносного горизонта с пониженным пластовым давлением,… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

• Разработка газоконденсатных месторождений —         (a. development of gas condensate field, exploitation of gas condensate field; н. Gaskondensatlagerstattenabbau; ф. exploitation des gisements de gaz а condensat; и. explotacion de yacimientos de condensado de gas) комплекс работ по… …   Геологическая энциклопедия

• Дебит —         (от франц. debit сбыт, расход * a. discharge, flow rate, yield, production rate; н. Forderrate, Zufluβrate, Entnahmerate, Ergiebigkeit; ф. debit; и. caudal de un pozo, rendimiento de un sondeo) объём жидкости (воды, нефти) или газа,… …   Геологическая энциклопедия

• Освоение скважин —         (a. well completion; н. Inproduktionssetzen der Sonde; ф. completion des puits; и. habilitacion de pozos, potenciacion de sondeos, poner en explotacion pozos, poner en marcha sondeos) комплекс работ по вызову притока пластового флюида из… …   Геологическая энциклопедия

• Грузинская Советская Социалистическая Республика —         (Cакартвелос Cабчота Cоциалистури Pеспублика), Грузия, расположена в центр. и зап. части Закавказья. Пл. 69,7 тыс. км2. Hac. 5,17 млн. чел. (на 1 янв. 1984). Cтолица Tбилиси. B республике 65 адм. p нов, 60 городов и 53 посёлка гор. типа.… …   Геологическая энциклопедия

• Газпром добыча Астрахань — ООО «Газпром добыча Астрахань» Тип Общество с ограниченной ответственностью Деятельность Добыча газа Год основания 1981 Прежние названия Астраха …   Википедия

• Украинская Советская Социалистическая Республика —         УССР (Украïнська Радянська Социалicтична Республika), Украина (Украïна).          I. Общие сведения          УССР образована 25 декабря 1917. С созданием Союза ССР 30 декабря 1922 вошла в его состав как союзная республика. Расположена на… …   Большая советская энциклопедия

• Казахская Советская Социалистическая Республика —         (Казак Cоветтик Cоциалистик Pеспубликасы), Казахстан, расположена на Ю. З. Aзиатской части CCCP. Пл. 2717,3 тыс. км2. Hac. 15,25 млн. чел. (1984). Cтолица Aлма Aта. B K. 19 областей, 82 города, 205 пос. гор. типа, 221 сельский, 35… …   Геологическая энциклопедия

• Эфиопия —         Hародная Демократическая Pеспублика Эфиопия, гос во в Bост. Aфрике. Пл. ок. 1221,9 тыс. км2. Hac. ок. 37 млн. чел. (1988). Cтолица Aддис Aбеба. Aдм. терр. деление 24 адм. территории и 5 авт. территорий. Oфиц. язык амхарский. Ден. единица… …   Геологическая энциклопедия

normative_reference_dictionary.academic.ru

Смотрите также

• 
  Алмазное бурение в батайске
• 
  Насос для песчаной скважины
• 
  Нагнетание воды в скважину
• 
  Желонирование скважин это
• 
  Как выбрать подрядчика для бурения скважины
• 
  Бурение что такое
• 
  Газогидродинамические исследования скважин
• 
  Аэратор для скважины
• 
  Приборы контроля процесса бурения
• 
  Поисково оценочная скважина это
• 
  Как вытащить ключ из замочной скважины