Забой скважины

Скважина называется гидродинамически совершенной, если она вскрывает продуктивный пласт на всю толщину и забой скважины открытый, т. е. вся вскрытая поверхность забоя является фильтрующей. [c.117]

При расчете температурного поля пласта на входе в пласт (или на забое скважины) обычно задают постоянную температуру или полное количество теплоты, вносимой в пласт. Вопрос же об условиях на кровле и подошве пласта требует специального рассмотрения. [c.332]

Для несжимаемой жидкости по формуле (3.24) = Pfj) + С на контуре + С, на забое скважины + С. Тогда [c.72]

Тогда из (4.12) с учетом (4.13) потенциал на забое скважины А (г = г , Г2 2а) можно выразить следующим образом [c.110]

Из этой формулы следует, что градиент давления для значений г, удовлетворяющих неравенству < 0,03 4и /, практически не зависит от времени и определяется по той же формуле, что для установившейся плоскорадиальной фильтрации несжимаемой жидкости. Для указанных значений г пьезометрические кривые представляют собой логарифмические линии (см. рис. 5.4). Давление на забое скважины падает с течением времени, углы наклона касательных 0 на забое одинаковы для всех кривых. [c.151]

Пример 2. Пусть в некоторый момент времени, принимаемый за начальный I = 0), в невозмущенном пласте с давлением р, пущена в эксплуатацию скважина с постоянным дебитом Q и через промежуток времени остановлена. Под остановкой ее подразумевается мгновенное прекращение притока жидкости к забою скважины. Требуется определить давление в любой точке пласта в любой момент времени как при работе скважины, так и после ее остановки. До момента времени скважина работала одна, следовательно, пластовое давление в любой точке пласта определяется по формуле [c.153]

Скважина расположена между двумя непроницаемыми границами (оси X и >>), на расстоянии о = 50 м от оси х и на расстоянии Ь = 100 м от оси у. С момента г = О из нее отбирают нефть с постоянным дебитом Qo. Вывести формулу для падения давления на забое скважины Ар = = р, — р . Коэффициент пьезопроводности ч = 1,25 м /с. Как запишется эта формула для моментов времени / 8,3 10" с + )/(4х /) < 0,03] [c.180]

Выведем условие для давления на забое скважины. Для этого запишем выражение для массового дебита исходя из закона Дарси в дифференциальной форме для плоскорадиальной фильтрации [c.186]

Теперь, зная закон движения границы возмущенной области в виде (6.38) или (6.39), можно найти давление в любой точке пласта в любой момент времени по формуле (6.33), а также изменение давления на забое скважины в любой момент времени [c.192]

В случае а) нас будет интересовать падение давления на границе пласта р, 1) и на забое скважины р (I), в случае б) - падение давления на границе р (1) и падения дебита [c.199]

МПа-давление на забое скважины = 13,2 МПа-давление на контуре питания = 1,01 10 Па к = 0,1 мкм /г = 10 м-абсолютная проницаемость и толщина пласта К= 1,53 10 м (м -Па) - коэффициент растворимости газа в нефти Г = 400 м /м -газовый фактор т) = = 1,2 мПа с Т1 = 0,012 мПа с - коэффициенты вязкости нефти и газа. [c.300]

Таким образом, измеряя температуру на забое скважины в различные моменты времени I после пуска ее с постоянным дебитом, можно [c.324]

Считая заданными постоянные давления на забое скважины и на границе пласта [c.341]

При этом, как следует из (11.19), давление на забое скважины поднимается не до р (как в случае фильтрации по закону Дарси), а до значения [c.343]

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]

Наибольший интерес представляет исследование изменения давления на забое скважины (при г = г,) [c.348]

При некоторых значениях параметров оказывается, что основное значение имеет степенной член, так что закон падения давления на забое скважины изменяется с логарифмического на степенной. Следовательно, при больших временах вид кривых изменения забойного давления р,(1) при фильтрации с предельным градиентом существенно изменяется по 348 [c.348]

Рассмотрим этот процесс подробнее. Пусть происходит резкое изменение давления на забое скважины. Если блоки считать непроницаемыми, то можно использовать обычную теорию упругого режима, причем коэффициент пьезопроводности х =/с1/[(р Ш1 + Рс1)л]> определенный через характеристики систем трещин, может оказаться очень большим, так как велик а, мал. Это значит, что процесс распределения давления в трещинах будет происходить с большой скоростью й в трещинах за сравнительно большое время установится новое распределение давления. Из-за малой проницаемости блоков жидкость из них выходит медленно и давление в блоках длительное время сохраняет свое начальное значение. Тем самым между жидкостью, находящейся в блоке, и жидкостью, его окружающей, создается разность давлений. В результате перетока части жидкости из блока в трещины происходит постепенное выравнивание давлений. Этот процесс будет тем длительнее, чем меньше проницаемость блока /сз, больше его размеры, больше пористость гп2 и сжимаемость жидкости Р и порового пространства Р г- [c.355]

Как следует из формулы (12.43), падение давления на забое скважины зависит от двух безразмерных параметров ш и Х, определяемых по формулам (12.44), характеризующих трещиновато-пористый пласт со определяет отношение упругого запаса трещин к общему запасу, Л интенсивность перетока из блоков в трещины. [c.365]

При интенсивных отложениях неорганических солей и необходимости защиты от коррозии соответствующие ингибиторы целесообразнее всего подавать на забой скважины. [c.29]

В нефтях и нефтепродуктах хорошо растворяются углеводородные газы. Добываемая из недр земли нефть всегда содержит некоторое количество растворенных газов, главным образом метана и его гомологов. Количество их тем больше, чем выше давление и ниже температура в забое скважины. Способность нефтепродуктов поглощать (абсорбировать) углеводородные газы широко используется на нефтепромыслах, а также газо- и нефтеперерабатывающих заводах для извлечения так называемого газового бензина. Ниже приведены данные о растворимости некоторых газов в нефтепродуктах при нормальных условиях (в m m ) [c.90]

Кислотный раствор подают через НКТ иа забой скважины, продавливают его водой, отбираемой из мерника заливочного агрегата. Для обеспечения поршневого вытеснения кислотного раствора из НКТ в зону продуктивного пласта устанавливают замедленный темп продавки. [c.16]

Химический реагент подают на забой скважины у башмака газлифтных или фонтанных труб либо на прием насоса в газлифтные или фонтанные трубы либо в выкидную линию скважинного насоса на устье скважины. [c.29]

Метод предварительной подачи всей массы реагента с последующим постепенным расходованием используют в основном для ввода реагента на забой скважины и закачки в пласт. [c.249]

Подача реагента на забой скважины. Скважинные дозировочные установки увеличивают границы защиты либо обеспечивают целевую [c.250]

Непосредственно на забое скважины расход жидкости можно регулировать с помощью перепускных клапанов, эжекторных мультипликаторов расхода или систем с разделением потока. Перепускной клапан устанавливается в полом валу турбобура или над турбобуром в специальной приставке. При настройке [c.84]

Запрещается проведение спуско-подъемных операций при сильном ветре (11 м/с и более), ливне, снегопаде и тумане с ограничением видимости до 50 м и менее. Такие ремонтные работы, как исправление колонны, перевод скважины на другой горизонт, ликвидация обводнения скважины посторонними водами, бывают связаны с цементированием ствола скважины. При помощи цементирования укрепляют испорчекпое место в колонне, закрывают забой скважины при переходе на другой горизонт, изолируют ствол для предупреждения поступления в скважину воды. Перед началом цементирования возле устья скважины должна быть подготовлена площадка для размещения цементировочных агрегатов, цементосмесительных машин и другого необходимого оборудования. Все трубопроводы, по которым закачивается цементный раствор, должны быть предварительно оп-рессованы давлением, в полтора раза больше рабочего давления. Цементирование должно проводиться, как правило, в дневное время. Прн необходимости цементирования скважины в вечернее и ночное время площадка для установки агрегатов должна быть хорошо освещена. В дополнение к этому каждый цементировочный агрегат должен иметь систему индивидуального освещения. При наличии нефтегазопроявления в скважине проведение цементирования запрещается. [c.60]

Двигатель, приводящий во вращение долото, может быть установлен на поверхности земли (роторное буренке) или перенесен на забой скважины (турбинное бурение и электробурение). В первом случае бурильная колонна вращается вместе с долотом, во втором случае колонна неподвижна, а вращательное движение долоту передается от ротора забойного двигателя. [c.5]

Выше было сказано, что при фонтанировании скважины подъем нефти на поверхность земли происходит за счет энергии расширяющегося газа. Поэтому, если энергии пласта оказывается недостаточно для подъема нефти, то фонтанирование искусственно можно возбудить подачей к забою скважины газа, сжатого на компрессорной станции. В этом и заключается принцип, лежащий в основе компрессорного способа эксплуатации скважин. Если для закачки в скважину используют сжатый воздух, то такой способ эксплуатации называется эрлифтным, если же закачивают нефтяной газ, то способ называется газлифтным. [c.46]

Установившийся плоскорадиальный поток по закону Дарси направлен к гидродинамически совершенной скважине радиусом в слоистонеоднородном пласте, состоящем из и пропластков с разными 1голлек-торскими свойствами (рис. 3.19). При этом на контуре питания и на забое скважины поддерживаются постоянные давления и р . [c.94]

Если принять в формуле (5.99) п = 1, а в формуле (5.100) = О, то получатся решения, соответствующие методу ПССС (5.81), (5.82), (5.89)-в зависимости от условий на галерее или на забое скважины если же = 2 в (5.99), то из метода интегральных соотношений вытекает, как частный случай, метод А. М. Пирвердяна. [c.168]

Продолжительность этих периодов времени недостаточна, чтобы произошли заметные изменения состава насыщенных углеводородных масел, вызываемые одним нагреванием при температурах, полученных при измерениях на забое скважин, что подтверждается расчетами Сейера, а также Мак-Нэба с сотрудниками, упомянутыми выше. На это указывает и тот факт, что состав нефтей не соответствует термическому равновесию смесей при температурах, наблюдаемых в нефтяных пластах. Относительное содержание углеводородов в нефтях определяется, с одной стороны, стерическими факторами, а с другой стороны, факторами, связанными с природой промежуточного карбоний-иона (см. ниже) в реакциях образования углеводородов. Так, неопентан не образуется в алкилатах и очень редко находится в нефтях и притом только в очень малых количествах, хотя при низких температурах он является наиболее устойчивым из пентанов. Катализаторы, принимая участие во многих химических реакциях, могут также оказывать влияние на природу образующихся углеводородов, как, например, в процессе Фишера-Тропша в присутствии кобальтового катализатора получается бензин, содержащий высокий процент нормальных углеводородов и обладающий октановым числом 40, в то время как в присутствии железного катализатора при прочих равных условиях получается бензин с малым содержанием нормальных парафиновых углеводородов и обладающий октановым числом порядка 75 и выше. [c.87]

В некоторых нефтяных месторождениях количество газа очень велико или, как говорят, в них очень велик газовый фактор . Примером может служить пласт С в Нефтяно-Ширванском нефтяном месторождении Майкопского района. В других месторождениях, наоборот, при незначительном газовом факторе наблюдается чрезвычайно большой напор крыльевой воды. В таких месторождениях главной движущей силой, гонящей нефть к забою скважины, является гидродинамическая сила, или гидродинамический фактор. Примером такого месторождения служит Новогрозненская нефтеносная площадь, где причиной фонтанов или, вернее, перели-.вания нефти является главным образом гидродинамическое давление, создающее условия истечения нефти, близкие к артезианскому режиму. Роль того и другого из упомянутых двух факторов Ч режиме нефтеносного месторождения или района является обычным предметом горячих споров. Такие длительные споры велись, в частности, и в отношении Грозненских месторождений. [c.191]

При вращательном бурении породу высверливают вращающимся долотом (лопастным, шарошечным, армированными твердыми сплавами). На поверхность земли порода выносится непрерывно циркулирующим глинистым раствором. Последний при помощи насоса подается через бурильные трубы и отверстия в до оте к забою скважины, а оттуда выходит по кольцевому пространс зу между бурильными трубами и стенками скважины. В настоящее земя для бурения нефтяных скважин применяется только вращательйх я метод как наиболее эффективный и экономичный. [c.18]

Термохимическое воздействие иа ПЗП — процесс подачи на забой скважины соляной кислоты, нагретой в результате взаимодействия с металлом. В качестве реагирующего с НС1 металла обычно используют магний или его сплавы (МЛ-1, МА-1 и др.), кмторые в специальном наконечнике устанавливают в обрабатываемом интервале. [c.17]

Перед перфорацией ствол скважины заполняют промывочной жидкостью соответствующей плотности, а на устье устанавливают специальную перфорационную задвижку высокого давления. После перфорации вызывают приток пластовой продукции в скважину, для чего снижают давление столба про.мывочной жидкости на забой скважины. Давление промывочной жидкости снижают заменой жидкости, находящейся в стволе скважины, жидкостью меньщей плотности или удалением части жидкости из ствола скважины. [c.37]

Прежде всего необходимо помнить о том, что в данном случае приходится иметь дело с пожароопасным агентом, находящимся в другом агрегатном состоянии, чем нефть. По сравнению с нефтью, газ имеет меньщую плотно сть, поэтому при эксплуатации газовой скважины отсутствует такой фактор, как противодавление столба жидкости на забой скважины. В силу этого давление в верхней части колонны и на устье газовой скважины значительно ближ к пластовому давлению, чем в нефтяной скважине. Соответственно возрастает и возможность возникновенияИш скважине таких пожароопасных осложнений, как разгерметизация устья с открытым фонтанированием [c.111]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология