Нагнетание - агент
Cтраница 1
Нагнетания агента на устьевой арматуре устанавливают лубрикатор. [1]
Процессы нагнетания агентов в пласты с точки зрения теплообмена в скважине имеют некоторые специфические особенности, связанные со свойствами этих агентов, поэтому последовательно рассмотрим теплообменные процессы при нагнетании холодной воды ( при законтурном и внутриконтурном заводнении), при закачке горячей воды, пара и газа ( воздуха) при термоинтенсификации добычи нефти. [2]
 |
Температура нагнетаемой горячей воды по стволу скважины. Т ( Z - температура нагнетаемой жидкости. Т2 ( Z - температура на внешней поверхности обсадной колонны. [3] |
При нагнетании горячих агентов особое внимание уделяют мероприятиям, способствующим уменьшению потерь тепла потоком. Для этого межтрубное пространство заполняют осушенным воздухом, а колонну насосно-компрессорных труб покрывают алюминиевой белой краской. Эти мероприятия позволяют снизить тепло-потери в несколько раз и значительно повысить эффективность термообработки пласта. [4]
В процессе нагнетания агентов с температурой, отличной от начальной пластовой, расчеты выполняют как при анализе промысловых замеров температуры, так и при проектировании. Для этих целей наиболее часто используют формулу Ловерье (XVI.35), полученную для условий радиального течения. При наличии систем нагнетательных и добывающих скважин поле фильтрации становится двумерным и на удалении от нагнетательных скважин отличается от радиального. При расчетах двумерных полей фильтрации часто используют метод сочлененных, трубок тока, которые приближенно аппроксимируют поле течения. В связи с этим: требуется иметь расчетные формулы, позволяющие определять - температуру в таких трубках тока. [6]
В начальный период нагнетания агента, образующего в пласте новую фазу ( как в рассматриваемом случае диоксид углерода), фильтрационное сопротивление пласта увеличивается. При дальнейшем нагнетании С02, а также при нагнетании воды растет насыщенность пласта фазами менее вязкими, чем нефть. В результате фильтрационное сопротивление пласта уменьшается сначала быстро, а при приближении нефтенасыщенности пласта к остаточной - медленно. В случае применения какого-либо метода повышения нефтеотдачи остаточная нефтенасыщенность ниже, чем при обычном заводнении, в результате чего фильтрационное сопротивление пласта снижается более значительно. Изменение фильтрационного сопротивления заметнее и происходит быстрее в более проницаемых пропластках. [7]
При невозможности замены первичной набивки предусмотрена возможность нагнетания агента в полость между первичной. [8]
 |
Зависимость коэффициентов вытеснения газа т. г от количества остаточной нефти в газонасыщенном пласте. [9] |
Графики показывают, что независимо от последовательности нагнетания агентов в пласте образуется нефтяной вал, а коэффициенты вытеснения достигают значений 0 67 - 0 70, что на 12 - 15 % больше, чем при заводнении. [10]
В нефтяных пластах, содержащих парафинистые нефти, при нагнетании охлажденного агента за счет выпадения из нефти парафина часть пор пласта закупоривается. А в залежах с высоковязкими и смолистыми нефтями в этом случае вследствие больших вязкостных соотношений смеси происходит прорыв нагнетаемого агента и быстрое обводнение добываемой продукции. Указанное обстоятельство резко усугубляется в пластах с высокой неоднородностью, представленных трещиновато-кавернозным и пористым коллекторами, где эффективное применение заводнения практически не удается осуществлять. [11]
На нефтяном месторождении предполагается усовершенствовать технологию разработки - приблизить фронт нагнетания агента к эксплуатационным скважинам и увеличить перепад давлений между линией нагнетания и зоной отбора нефти. [12]
В общем случае глубина распространения термоколебаний зависит от параметров технологического процесса - температуры нагнетания агента Тн и объемов импульсов тепла и холода. Чем выше разница между температурой нагнетания и пластовой, тем больше, при прочих равных условиях, глубина распространения колебательного процесса. [13]
Затруднения с освоением нагнетательных скважин и поиски источников водоснабжения приводят на практике к тому, что нагнетание агента в пласт начинают с некоторым запозданием по сравнению с эксплуатацией. Кроме того, обычно вначале темп нагнетания отстает от темпа добычи и к моменту начала нагнетания пластовое давление в залежи успевает в той или иной мере снизиться. Если при этом давление на забоях эксплуатационных скважин не намного ниже давления насыщения, то эксплуатация нефтяных скважин будет протекать нормально. Если же давление в залежи к моменту начала проведения процесса поддержания пластового давления упадет настолько сильно, что в залежи начнет развиваться режим растворенного газа, то будет невозможно путем нагнетания воды вновь перевести залежь в условия однофазного состояния. [14]
Сочетание смешения агентов и виброволнового воздействия при проведении закачки изолирующих смесей позволяет облегчить их внедрение в пласт при более равномерном и глубоком заполнении порового пространства и пластовой структуры, кроме того, снижается давление нагнетания агентов насосными агрегатами и повышается темп закачки. Благодаря проявлению при таком сочетании совокупности эффектов появляется возможность комбинирования составов и экономии основных изолирующих материалов. Так, при проведении закачек в виде ряда оторочек первые из них могут быть приготовлены из дешевых или малодефицитных материалов. Экономия достигается за счет использования минимально необходимых объемов агентов при создании изолирующих экранов требуемой прочности. Оптимальный объем закачиваемых в пласт по настоящей технологии жидкостей определяется исходя из известной прочности изолирующей смеси, глубины эффективного воздействия упругих колебаний на ПЗП. [15]
Страницы: 1 2