Падение - буферное давление
Cтраница 1
Падение буферного давления и повышение затрубного давления ( при однорядном подъемнике) одновременно с падением дебита нефти указывают на засорение фонтанных труб. [1]
 |
Кран проходной, уплотняемый смазкой. [2] |
Падение буферного давления и повышение затрубного давления ( при однорядном подъемнике) с одновременным уменьшением дебита нефти указывают на засорение фонтанных труб, а снижение давления в затрубном пространстве - на образование песчаной пробки на забое или появление воды. [3]
Падение буферного давления и повышение затрубного давления ( при одном ряде труб) указывают на образование песчаной пробки в подъемных трубах или на отложение парафина в них. Значительное снижение давления в затрубном пространстве свидетельствует об образовании пробки на забое или о появлении воды, повышенно буферного давления и давления в затрубном пространстве ( при одном ряде труб) - о засорении штуцера, выкидной линии или трапа. [4]
Например, падение буферного давления при одновременном повышении межтрубиого может указать на опасные пределы отложения парафина или минеральных солей на внутренних стенках НКТ. Одновременное снижение буферного и межтрубного давления свидетельствует об образовании на забое скважины песчаной пробки или накоплении тяжелой минерализованной пластовой воды в промежутке между забоем и башмаком НКТ. Малая скорост восходящего потока в этом промежутке может при определенных условиях привести к увеличению давления на забое. Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита указывает на разъедание штуцера и необходимость его замены. Засорение штуцера или отложение парафина в ма-нифольде и в выкидном шлейфе при одновременном уменьшении дебита приводит к росту буферного и межтрубного давления. [5]
Например, падение буферного давления при одновременном повышении эатрубного давления может указать на опасные пределы отложения парафина или минеральных солей на внутренних стенках НКГ. [6]
Например, падение буферного давления при одновременном повышении межтрубного может указать на опасные пределы отложения парафина или минеральных солей на внутренних стенках НКТ. Одновременное снижение буферного и межтрубного давления свидетельствует об образовании на забое скважины песчаной пробки или накоплении тяжелой минерализованной пластовой воды в промежутке между забоем и башмаком НКТ. Малая скорост восходящего потока в этом промежутке может при определенных условиях привести к увеличению давления на забое. Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита указывает на разъедание штуцера и необходимость его замены. Засорение штуцера или отложение парафина в ма-нифольде и в выкидном шлейфе при одновременном уменьшении дебита приводит к росту буферного и межтрубного давления. [7]
Проведенные наблюдения за падением буферных давлений подтверждают правильность полученных гидродинамических параметров, которые были заложены в технологические схемы разработки. [8]
Заметим, что при работе на 4-мм штуцере темп падения буферного давления резко уменьшился, а чтобы дебит практически стабилизировался, понадобилось более полугода. Результаты гидропрослушивания свидетельствуют об ограниченном распространении зон трещиноватости по площади. При больших депрессиях наблюдается вынос с нефтью породы. [9]
При появлении воды в скважине необходимо уменьшить дебит. При увеличении дебита и падении буферного давления следует увеличить проходное отверстие штуцера. В этом случае переключают выход нефти на другую выкидную линию и заменяют штуцер. [10]
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. [11]
О нарушении нормальной работы скважины судят по изменению давлений на скважине ( буферного и затрубного), а также по изменению дебита нефти, процента воды и песка. При установившемся фонтанировании давления на буфере и в затрубном пространстве довольно продолжительное время не меняются, а если имеются отклонения, то они незначительны. Всякое же значительное отклонение ( повышение или понижение) свидетельствует о ненормальной работе скважины. Так, например, падение буферного давления и повышение затрубного давления ( при одном ряде труб) указывают на образование песчаной пробки в подъемных трубах или на отложение парафина в них. Значительное снижение давления в затрубном пространстве и на буфере свидетельствует об образовании пробки на забое или о появлении воды, что обнаруживается взятием пробы из струи жидкости. Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита скважины указывает на разъедание штуцера. Если давления на буфере и в затрубном пространстве увеличиваются при резком снижении дебита, это значит, что засорился штуцер или выкидная линия. [12]
Анализ текущего состояния эксплуатации горизонтов показывает, что в начальный период разработки устьевые и пластовые давления снижались незначительно. Падение давления стало заметным в конце 1975 - начале 1976 г., когда добыча газа из скважин была увеличена. По месторождению Котур-Тепе дебит газа, приходящийся на одну скважину, по горизонту НК в 1 24 раза превышает расчетный. Для горизонта НК за 1975 - 1976 гг. проектом было предусмотрено бурение 8 эксплуатационных скважин, а фактически пробурено всего 2 скважины. Средний темп падения буферного давления по горизонту составляет 4 - 7 атм / мес. [13]
Страницы: 1