Приток жидкости и газа к скважинам

ПРИТОК ЖИДКОСТИ и ГАЗА к СКВАЖИНАМ [c.135]

Приток жидкостей и газа к забоям эксплуатационных скважин вызывается разностью между пластовым и забойным давлениями. Источниками пластовой энергии для поддержания этой разности давлений являются энергия напора пластовых вод, энергия свободного или выделяющегося из нефти при понижении давления растворенного газа, упругая энергия сжатых пород и жидкостей и энергия гравитации. [c.217]

Из формул (3.108) и (3.109) видно, что индикаторная линия, построенная в координатах Q - Ар для жидкости и -(р1 - р1) для газа, является параболой (рис. 3.14, 3.15). Запишем уравнения притока к скважине [c.86]

Рассмотрим вначале установившееся одномерное неизотермическое движение несжимаемой жидкости и газа в трубах. При этом предполагается, что жидкость является однофазной, т. е. не претерпевает фазовых превращений, а скорость, плотность, давление и температура в каждом поперечном сечении распределены равномерно. Пусть горячая жидкость (газ) закачивается в скважину (рис. 1). Выделим элемент эксплуатационной колонны dz, ограниченной сечениями z и z + dz, через которые происходит приток тепла с температурой Ti и отток тепла с температурой Та соответственно. Через стенки трубы данного элемента происходит потеря тепла в окружающую среду с температурой Т . Выражая Tj и Tj через среднюю температуру элемента Т, составляя уравнение теплового баланса и используя закон сохранения массы, энергии и уравнение Вернули в механической форме, согласно ]1] получим следующее уравнение энергии [c.145]

Проблема неустановившейся фильтрации сжимаемой жидкости и газа в пористой среде является одной из сложных проблем подземной гидрогазодинамики. В особенности сложными являются задачи неустановившегося притока жидкости и газа к несовершенным скважинам, решению которых посвящен ряд работ как советских, так и зарубежных авторов [1—6 и др.]. Указанные задачи решались в различной постановке и при определенных допущениях. Многие из полученных аналитических решений оказались настолько сложными и громоздкими, что не получили широкого практического применения. [c.143]

X е и н А. Л. Неустановившийся приток жидкости и газа к круговой батарее несовершенных обсаженных скважин в бесконечном пласте. Труды ВНИИ, вып. 10, 1967. [c.146]

Электротермометром замеряют температуру в скважинах и определяют место притока жидкости или газа. [c.120]

Следующей операцией является освоение скважины с целью создания условий для притока нефти. Для этого постепенно начинают уменьшать плотность глинистого раствора, разбавляя его водой (снижать гидростатическое давление столба жидкости в скважине) до полной замены глинистого раствора на воду. При снижении давления в скважине нефть (газ) из пласта через перфорации начинает поступать в ствол скважины, постепенно вытесняя воду, и выходит на поверхность. Чтобы сделать этот процесс безопасным и контролируемым (особенно при аномально высоких пластовых давлениях), устье скважины плотно закрывают крышкой, прикрепленной болтами к фланцу верхней обсадной трубы. Через эту крышку в скважину пропускают эксплуатационную колонну труб, а снаружи к ней крепят систему труб и задвижек (фонтанная арматура) и выходной штуцер, через который из скважины отбирается нефть. [c.31]

Наиболее распространенными искусственными выходами газа являются буровые скважины. В буровых скважинах газ может выделяться по колоннам буровых труб различного диаметра, проходя как по центральной рабочей колонне, так и по межтрубному пространству. Таким образом, в одной и той же скважине могут быть получены притоки газа из различных пластов. Сухой газ чаще всего свободно фонтанирует из скважины и направляется по трубам для использования. Иногда, при недостаточном давлении в пластах газа, применяют отсос из скважины с помощью эксгаустеров. Когда газ выделяется из скважины с водой или нефтью, то обычно у устья скважины устанавливается газоотделитель, по газоотводной трубе которого выходит свободный от жидкости газ. [c.5]

X е й н А. Л. Теория линейного притока жидкости и газа к скважинам, несовершенным по характеру и степени вскрытия пласта.— Труды ВНИИГАЗ , 1953, с. 145—182. [c.164]

Приток жидкости и газа из пласта в скважины происходит под действием сил, на природу и величину которых влияют виды и запасы пластовой энергии. В зависимости от геологического строения района и залежи приток нефти, воды и газа к скважинам обусловливается [c.178]

Освоение скважин с помощью пен заключается в постепенном уменьшении противодавления на пласт вследствие вытеснения жидкости в скважине пеной. Пену нагнетают в скважину до полной очистки ее от глинистого раствора, шлама, воды и получения стабильного дебита жидкости или газа. При закачке пены уменьшается приток пластовой воды благодаря закупориванию пузырьками пены трещин, каналов, пор, а также вследствие частичной гидрофобизации поверхности породы. Применяемая для этих целей пена должна обладать максимальной устойчивостью. [c.186]

Решение радиальной задачи о притоке газированной жидкости к скважине в замкнутом круговом пласте имеет большое значение при проектировании разработки нефтяных месторождений с режимом растворенного газа. [c.207]

Герметизация скважины во время прострелочных работ дает возможность вскрыть пласт с минимальным противодавлением на него со стороны жидкости в скважине при полном отсутствии в ней глинистого раствора, заполнении нефтью или жидкостью, не мешающей притоку нефти и газа из пласта через перфорационные отверстия в обсадных трубах. В эксплуатирующихся скважинах проводят различные измерения. [c.107]

Как уже отмечалось, формула (1.6) соответствует закону Дарси при линейном (плоско-параллельном) потоке. Иногда необходимо определять проницаемость образца при радиальной фильтрации жидкости и газа, т.е. как бы при воспроизведении условий притока их в скважину. В этом случае образец породы имеет вид цилиндра с отверстием в осевом направлении - "скважиной". Фильтрация жидкости или газа в нем происходит в радиальном направлении от наружной поверхности к внутренней. Тогда проницаемость пород по данным опыта определяют по следующим формулам при фильтрации жидкости - [c.17]

Породы, содержащие обыкновенные поры, или пустоты, а также различного рода каверны, трещины, полости и т. п., являются породами проницаемыми. В них жидкость, как указывалось выше, движется, подчиняясь гравитационному режиму, по законам гидростатики. Мы имеем большое количество доказательств этой проницаемости, встречаемых нами почти на каждом шагу. Источники и потоки грунтовых вод, поверхностные выходы нефти и газа, приток нефти к забою скважин и т. д. — все это обусловлено именно проницаемостью пород и возможностью свободного движения по ним жидкостей. При этом скорость движения жидкости через пористое тело, а следовательно, и через породу зависит прежде [c.168]

Для поглощения жидкости пластом скважину останавливают на 2-4 ч. Дебиты скважин после пуска возрастают, однако не всегда компенсируют потери в добыче газа вследствие простоя скважин. Поскольку столб жидкости не всегда уходит в пласт, а при низких давлениях приток газа может не возобновиться, этот метод применяют редко. [c.302]

Перед сдачей скважин в эксплуатацию проводят работы по вызову притока нефти и газа из продуктивного пласта. Одним из способов снижения давления гидростатического столба промывочной жидкости, находящейся в скважине, является компрессорный. Для этой цели используется передвижная установка четырехступенчатого вертикального поршневого компрессора УКП-80, создающего давление 8,0 МПа и подачу 8 м /мин. [c.88]

Консервация скважины осуществляется после вызова притока пластового флюида, а в НКТ находится газ. В этом случае необходимо восстановить уверенную гидродинамическую связь устье — скважина путем прямой закачки в НКТ жидкости, которая не ухудшает коллекторских свойств продуктивного пласта. Далее процесс консервации скважины осуществляется по первому варианту. Если же скважина будет заполнена соляной кислотой, то консервация осуществляется по второму варианту. [c.269]

Работы по интенсификации притока газа в процессе эксплуатации скважин на АГКМ начали проводиться с 1986 г. Продуктивный пласт, представленный карбонатным порово-трещинным коллектором, составляет в среднем около 100 м и залегает на глубине 4000 м. Пластовая температура — 110 — 115 °С. Выполнено более 340 обработок продуктивного газоносного пласта, в процессе интенсификации применялись различные технологии и составы рабочих жидкостей. [c.405]

Отсюда видно, что для правильного действия насоса необходимо, чтобы ни при каком положении поршня давление, выражающееся второй частью уравнения, не сделалось меньше давления паров при соответствующей температуре подаваемой жидкости или меньше давления, соответствующего выделению газов из жидкости. Отсюда можно заключить, что всасывание, например, кипящей воды, т. е. жидкости, давление паров которой равно атмосферному, невозможно и приток к насосу такой жидкости возможен лишь при условии расположения насоса ниже уровня жидкости, что равнозначно также наличию на поверхности этой жидкости давления, повышенного против атмосферного. Точно так же при выкачивании сырой нефти из скважины насос необходимо погружать под уровень не меньше как на 30 м во избежание выделения газов. [c.126]

С обратным клапаном (отсюда и название метода — свабирование). При опускании сваба обратный клапан открывается, и сваб свободно проходит через буровой раствор. При подъеме сваба обратный клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над свабом, извлекается на поверхность. Снижение высоты столба бурового раствора в скважине уменьшает гидростатическое давление на забой и вызывает приток нефти или газа из пласта. [c.52]

Работа периодического газлифта может быть описана как вытеснение жидкой пробки на поверхность с помощью газа высокого давления. Инжектируемый газ обычно вводится в продуктовую колонну через газлифтный клапан. Количество пробок жидкости, вытесненных в течение суток, зависит от притока из пласта и/или времени,требующегося для давления в устье скважины вернуться к уровню давления в сепараторе или коллекторе. Поскольку этот тип подъема представляет собой процесс вытеснения, скорость пробки должна быть достаточной для сведения к минимуму прорыва инжектируемого газа и обеспечения эффективной работы. [c.262]

Таким образом, протяженность прямолинейного участка на кривой р (1п I) ограничена. Вместе с тем фактически в силу ряда технических трудностей скважина не может быть остановлена мгновенно. Скважина обычно закрывается не на забое, т. е. на границе пласта, а на поверхности. Из-за упругости жидкостей и газов, заполняющих скважину, приток из пласта продолжается еще некоторое время после закрытия. Время до выхода на асимптоту, очевидно, должно превышать время дополнительного притока. Поэтому возможны условия, особенно в скважинах, расположенных близко от границ пласта, когда прямолинейного участка на кривой р (1п I) не существует. [c.50]

В условиях реальных пластов возникают различные виды многофазных потоков -движение смеси нефти и воды, фильтрация газированной жидкости или трехфазный поток нефти, воды и газа одновременно. Характер каждого из этих потоков изучен экспериментально. Результаты исследований обычно изображают в виде графиков зависимости относительных проницаемостей от степени насыщенности порового пространства различными фазами (как основного фактора, определяющего значение относительной проницаемости). Эти зависимости широко используются в теории и практике разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Простейший их анализ позволяет сделать важные выводы о закономерностях притока нефти, воды и газа в скважины. Они используются при определении дебитов скважин, прогнозировании поведения пласта и режима работы скважин по мере эксплуатации залежи, при проектировании процесса разработки месторождений и решении многих технологических задач эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Рассмотрим графики двухфазного потока. [c.18]

В большинстве случаев перфорация осуществляется в скважинах, заполненных промывочной жидкостью или водой. В 1950-х гг. был разработан метод перфорации газовых скважин в газовой среде под давлением с целью предохранения от засорения глинистым раствором призабойной зоны в процессе перфорации и после нее. По ряду причин, в частности из-за произво.1ьных выстрелов, этот метод широко не применяют. При дальнейшей разработке технологии перфорации в газовой среде его можно использовать как один из методов интенсификации притока газа. [c.112]

Колонну НКТ спускают в скважину для I) предохранения эксплуатационной обсадной колонны от абразивного воздействия твердых взвесей и коррозионных агентов (НгЗ, СО2, кислот жирного ряда - муравьиной, уксусной, пропионовой, масляной и др.), содержащихся в потоке газа 2) контроля за условиями отбора газа на забое скважины 3) создания необходимой скорости движения потока газа для выноса на поверхность твердых взвесей и жидкости с забоя скважины 4) равномерной выработки газонасыщенных пластов большой толщины по всему вскрытому интервалу 5) проведения ремонтных работ и интенсификации притока газа из пласта в скважину. [c.296]

В настоящее время газоводяной контакт по уровню жидкости в остановленной скважине не определяют, так как при остановке скважины, вскрывшей газоводяной контакт, после ее возбуждения уровень жидкости в стволе обычно находится выше контакта газ — вода в пласте, что может быть связано как с замедленной стабилизацией давления (из-за низких коллекторских свойств пласта), влиянием капиллярных сил на границе газ — вода при наличии уровня воды в стволе скважины ниже кровли газоводяного пласта, так и с пропусками газа в арматуре и соответствующей компенсацией за счет притока газа из пласта при наличии уровня выше кровли газоносного пласта. Аномально высокое положение уровня в стволе по сравнению с положением контакта может также быть в результате плохой очистки скважины и засорения призабойной зоны, вследствие чего затруднен уход жидкости в пласт при остановке скважины. [c.34]

При любом способе эксплуатации скважин жидкость и газ поднимаются по специальным трубам, спускаемым в скважины перед началом их эксплуатации. Эти трубы называются насосно-комнрес-сорньши (ИКТ) и выпускаются диаметром 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 н 114 мм с толщиной стенок от 4 до 7 мм и длиной 6—10 м На обоих концах каждой насосно-компрессорной трубы нарезается резьба, и на один из них навинчивается муфта для свинчивания этой трубы со свободным концом другой трубы. После перфорации скважины и спуска в нее НКТ, установки устьевого оборудования скважину осваивают, т. е. вызывают приток жидкости (газа) из пласта. [c.21]

При опробовании более глубоко залегающих кельтменских отложений в СКВ. 1 Георгиевской площади в интервале 4 992-4 946 м получен пульсирующий приток воды с нефтью и газом, дебит жидкости составил 0,4-1,2 мУсут, при пластовом давлении 65,6 МПа (К = 1,3) и температуре 116 С. По результатам приведенных данных опробований скважин северо-западного склона Астраханского свода можно считать, что с глубиной происходит снижение темпа роста пластового давления. [c.15]

При эксплуатации залежей нефти, содержащихся в слабосцементиро-ванных коллекторах, движущиеся к забоям скважин жвдкость и газ увлекают с собой значительное количество песка. При скоростях подъема смеси в стволе скважины, не отвечающих условиям полного выноса песка, последний, накапливаясь и оседая на забое, постепенно перекрывает зону фильтра и существенно сокращает или вовсе прекращает дальнейший приток жидкости в скважину. Высота песчаных пробок может достигать нескольких сотен метров. Иногда пробка представляет собой чередование песчаных конкреций с прослойками жидкости и газа. [c.240]

Если этот способ не дает результата, проводят газирование нефтп. После начала циркуляции пефти в нее подается сжатый газ через перфорированную трубу с мелкими отверстиями (1 мм). В некоторых случаях стараются снизить уровень жидкости в скважине. Для этого закачивают газ под давлением в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами. После того, как часть жидкости по этим трубам вытеснена, газ выпускают. Уровень жидкости в насосно-компрессорных трубах при этом значительно снижается вследствие ее перетока в кольцевое пространство. Снижение уровня жидкости уменьшает давление на пласт и вызывает приток нефти. Для этой же цели проводят иногда тартание жидкости желонкой. [c.119]

X е и н А. Л. Некоторые вопросы теории неустановившегося притока жидкости и газа к скважинам с меридиально-симметричной конструкцией забоя. Труды ВНИИнефтегаз. вып. V, 1954. [c.146]

В качестве узла воспламенения используется короткий отрезок огнепроводного шнура с подсоединенным к нему воспламенителем ВТЗ- 200/100. Генератор содержит две группы зарядов, разнесенных друг от друга на определенное расстояние, зависящее от мощности пласта. Для концентращ1И энергии пороховых газов в заданной зоне обработки над верхним зарядом на кабеле монтируется экранирующий элемент (компенсатор), в виде загерметизированной полой камеры. Нижним экранирующим элементом служит забой скважины. Обе группы зарядов срабатывают одновременно от автономных узлов воспламенения. Генератор оснащен зарядами ЗБ-100 и ЗПГД.БК-100. Отличительной особенностью является наличие экранирующих элементов, что позволяет значительно повысить коэффициент полезного действия энергии пороховых зарядов, поскольку при этом отражается доля энергии, направленная на подъем столба скважинной жидкости (это явление имеет место при использовании генераторов типа ПГД.БК и АДС). Поскольку конструкция генератора дает возможность уменьшить общую массу пороховых зарядов, необходим)то для разрыва пласта, снижается вероятность повреждения обсадных колонн, скручивания кабеля и выброса жидкости. Часть пороховых газов, отраженная от экранов (СО, N2, Нг), через перфорационные каналы выходит наружу и растворяется в нефти. При этом происходит очистка фильтрационной зоны пласта и снижение вязкости черного золота , что способствует интенсификации его притоков. Применение в качестве экранирующего элемента полой емкости, раскрываемой сразу после сгорания пороховых зарядов, позволяет увеличить амплитуду и продолжительность импульсно- волновых колебаний газового пузыря со знакопеременными нагрузками на пласт, что повышает эффективность очистки фильтрационной зоны. Технические характеристики генератора ПГД.РЗ-100 приведены в табл. 4.8. [c.82]

Продолжение помпирования после начала понижейия уровня жидкости в скважине отразится немедленно на объёмном к.п.д. насоса и вызовет взбалтывание нефти и воды, т. е. будет способствовать эмульгированию при аждо м ходе плунжера. Таким образом, ясно, что следует всеми способами избегать понижения динамического уровня в скважине при работе насоса, чтобы не допускать проникновения газа в последний. Этого можно достичь путём сокращения часов работы насоса, уменьшения числа ходо в минуту, установки насоса меньших размеров, и, если это окажется возможно, увеличением погружения насоса [20]. Если замедление притока выкачиваемой жидкости происходит вследствие отложения парафина на поверхности нефтеносного песка,, то рекомендуется прежде всего произвести чистку скважины. [c.24]

В газовых скважинах может происходить конденсация парообразной воды из газа и поступление воды на забой скважины из пласта. В газоконденсатных скважинах к этой жидкости добавляется углеводородный конденсат, поступающий из пласта и образующийся в стволе скважин. В начальный период разработки залежи при высоких скоростях газового потока на забое скважин и небольшом количестве жидкости она практически полностью выносится ш поверхность. По мере снижения скорости потока газа на забое и увеличения расхода жидкости, поступающей на забой скважины за счет обводнения проницаемых пропластков и увеличения объемной конденсатона-сыщенности пористой среды, не обеспечивается полный вьшос жидкости из скважины, происходит накопление столба жидкости на забое. Он увеличивает противодавление на пласт, приводит к существенному снижению дебита, прекращению притока газа из низкопроницаемых пропластков и даже полной остановке скважины. [c.301]

На известном крупнейшем газовом месторождении США — Хьюготон — для гидравлического разрыва пласта был применен углекислый газ. Жидкостью гидроразрыва служит вода. Углекислый газ, смешиваясь с водой, образует раствор. После того, как возникает разрыв пласта, высокая концентрация углекислоты в воде способствует скорейшей очистке пласта от воды, а добавки (песок и др.), создавая хорошо проницаемую зону вдоль трещины, увеличивают приток газа к скважине. В результате применения этого способа дебит некоторых скважин увеличился в несколько раз. [c.130]

На месторождении освоены и эксплуатируются скважины, вскрывающие пер( рацией одновременно газовые и гидратонасыщенные пропластки. По данным дебитометрии, проведенной в скважинах, величина притока газа из гидратонасыщенных коллекторов варьирует от О до 36% от суммарного дебита скважины. Результаты эксплуатации скважин, вскрывающих перфорацией одновременно газовые и газогидратные пласты, указывают на осложнения в работе этих скважин, вызванные поступлением песка и жидкости из гидратонасыщенных интервалов. [c.423]

В предстоящем пятилетии увеличение притока газа в скважины можно получить, внедряя метод вскрытия продуктивных пластов с продувкой забоя газом или воздухом и метод приобщения (перфорации) вышележащих горизонтов в газовой среде, без глушения скважин жидкостью. Указанные методы достаточно хорошо опробованы на Ставропольском месторождении, где они дали возможность увеличить дебиты скважин почти на 15 %. Однако отсутствие на газовых промыслс1х оборудования и разработанных методик применения сдерживают широкое внедрение этих методов. [c.392]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология