Повышение - забойное давление
Cтраница 2
Отсутствие простой точной формулы, характеризующей процесс понижения - повышения забойного давления в скважине в условиях неоднородного пласта ( в частности, при наличии скин-эффекта), затрудняет оценку погрешности простых приближенных формул (21.34) - (21.38) и вытекающих из них выводов. [16]
В комплексах типа КОС скважинные клапаны-отсекатели автоматически закрываются при повышении забойного давления и соответствующего динамического уровня жидкости в скважине и открываются при понижении гидростатического давления столба жидкости над клапаном. [17]
До сих пор все время говорилось о понижениях - повышениях забойных давлений, однако вместо забойных давлений возможно, учитывая соответствующие условия, замерять в фонтанных скважинах понижения - повышения устьевых давлений, а в насосных скважинах замерять понижения - повышения уровней жидкости. [18]
Особый интерес вызывает факт увеличения дебита нефтяной залежи при повышении забойного давления у добывающих скважин и сохранении его неизменным у нагнетательных. [19]
При условии одинаковых забойных давлений у скважин всех орбит; а повышение забойного давления до уровня пластового давления только у скважин первой орбиты означает их выключение из работы. [20]
Отметим, что возможны иные пути резервирования производительности нефтяных пластов, например повышением забойного давления добывающих скважин и понижением забойного давления нагнетательных скважин относительно потенциально возможных уровней. [21]
В итоге следует отметить, что в данной главе форму графика понижения - повышения забойного давления в условиях неоднородного пласта удалось исследовать более подробно применительно к потоку ( к прямолинейной галерее), чем к скважине. Объясняется это тем, что соответствующее аналитическое исследование доводилось до конца благодаря большей простоте формул. [22]
Интересно установить ту более высокую величину пластового давления, при которой не возникает задержка с повышением забойного давления и восстановлением коэффициента продуктивности добывающей скважины. [23]
А если у добывающей скважины у обводненного слоя локальное пластовое давление больше, чем у других слоев, то при повышении забойного давления будет возрастать обводненность. В таких ситуациях увеличение дебита - форсированный отбор жидкости - приводит к уменьшению текущей обводненности и увеличению текущего дебита нефти. [24]
Сущность технологии состоит в воздействии на ПЗП упругими колебаниями путем возбуждения их на забое скважин гидродинамическим генератором при одновременном создании длительных депрессий на пласт с помощью струйного насоса, которые чередуются с повышением забойного давления выше пластового для создания репрессии, не превышающей давления гидроразрыва пласта, с продолжительностью, достаточной для накопления высокого потенциального запаса упругой энергии сжатия жидкости и породы в наиболее загрязненной области ПЗП вблизи скважины. При необходимости производят сочетание с воздействием химреагентами. [25]
Трещиноватые породы ( кавернозные доломиты, известняки, песчаники с известковистым цементом) могут расслаиваться, трещины в них могут раскрываться при большой плотности бурового раствора, высоких давлениях на устье, повышении забойного давления в процессе испытания пластов с помощью паке-ров. [26]
Анализ этой формулы показывает, что при а ( рсн - Ро) 5 1 тцэо / Цпр рациональное забойное давление равно давлению насыщения ( ррацсэРо) - Отсюда следует, что с повышением забойного давления нагнетательной скважины ( рси), увеличением ее коэффициента продуктивности ( т) нц) и уменьшением числа добывающих скважин на одну нагнетательную ( т) рациональное забойное давление добывающих скважин возрастает и становится равным давлению насыщения. Таким образом, технологические мероприятия по усилению системы заводнения прямо конкурируют с техническими мероприятиями по снижению забойного давления добывающих скважин ниже давления насыщения. [27]
Весьма перспективен метод, основанный на выборе оптимального забойного давления, поскольку величина равновесной концентрации сульфата кальция зависит от давления в насыщенном гипсом растворе. Повышение забойного давления приводит к снижению дебита скважин. [28]
По нашему представлению, снижение коэффициента продуктивности добывающей скважины по нефти происходит из-за ее раз-газирования и выделения в пластовых условиях газообразных и твердых компонентов; последние выделяются в малых количествах, но постепенно накапливаются в пластах в прискважинной зоне - вблизи забоя скважины. При обратном повышении забойного давления до давления насыщения и выше происходит постепенное размывание накопленных твердых компонентов и восстановление коэффициента продуктивности скважины по нефти. Как прямой, так и обратный ход изменения коэффициента продуктивности по нефти происходит обычно значительно медленнее, чем восстановление пластового давления в остановленной скважине. [29]
Страницы: 1 2 3 4