Дальнейшая закачка

Cтраница 3

В то же время добыча пропана, бу-танов, фракции Cs по истечении 12 - 13 лет составила бы 75 % от потенциального значения. Очевидно, что дальнейшая закачка газа оказалась бы нецелесообразной, в связи с чем на заключительной стадии месторождение могло разрабатываться на истощение с дополнительным отбором 7 - 15 % фракции Cs и 30 - 40 % метан-этановой смеси. [31]

После оттартывания тем или иным способом закачанных жидкостей скважина значительно увеличивает приемистость. Сущность метода гидравлического разрыва пласта заключается в том, что введенная жидкость разрыва вызывает закупорку образовавшейся при создании давления на забое трещины. Вследствие этого при дальнейшей закачке жидкости давление на забое возрастает, что приводит к образованию второй трещины в другой плоскости разреза скважины. Непрерывно повышая давление и закупоривая образовавшиеся трещины, можно создать целую серию трещин, облегчающую приток жидкости к забою. [32]

Сущность методов увеличения коэффициента охвата пласта воздействием путем периодической закачки инертного газа или активной нефти в процессе заводнения сводится к уменьшению фазовой проницаемости для воды в отдельных про-пластках, хорошо промытых водой. Количество инертного газа или активной нефти, проникшее в отдельные пропластки неоднородного пласта, пропорционально их проницаемости. Чем выше проницаемость пропластка, тем большее количество реагента в него проникает и тем сильнее снижается проницаемость при дальнейшей закачке воды. Коэффициент проницаемости малопроницаемых пропластков снижается на меньшее значение. В результате такой селективной подачи реагента в разнопроницаемые слои происходит некоторое выравнивание приемистости. [33]

На рис. 1.1 6, в и 1.2 6 показан процесс задавки газовой скважины промывочной жидкостью удельного веса 0 15 кН / м3, гидростатическое давление которой соответствует пластовому давлению. В начальный период задавки, когда идет заполнение труб, давление в трубах падает от своего наибольшего значения до нуля. Давление в затрубном пространстве в то же время постепенно повышается в связи с подъемом и одновременным расширением пачки газа ( участок /), В процессе дальнейшей закачки промывочной жидкости пачка газа, приближаясь к устью скважины, расширяется все более интенсивно, и наблюдается повышенный рост давления. [34]

После первого разрыва в закачиваемую в скважину жидкость вводятся каучуковые шарики диаметром 22 мм. Жидкость проникает в пласт через отверстия на уровне созданных ранее трещин. Шарики, увлекаемые движущейся жидкостью, закупоривают эти отверстия, так как их диаметр больше, чем диаметр отверстий. В результате дальнейшей закачки открываются новые трещины. [35]

Вследствие того, что метан и азот характеризуются значительными константами фазовых равновесий в термобарических условиях пласта ( 1), после подхода фронта тюменского газа к эксплуатационной скважине содержание метана и азота в продукции определяется их содержанием в тюменском газе и долей в ней тюменского газа. Компоненты фракции С2 характеризуются существенно меньшими, чем у метана и азота, константами фазовых равновесий. Поэтому после прорыва тюменского газа за его фронтом остается резерв компонентов С2 4 и С5 в виде раствора в ретроградном конденсате. Растворенные компоненты в процессе дальнейшей закачки газа активно вовлекаются в испарение и извлекаются из пласта в составе газовой фазы. В первую очередь извлекается самый легкий компонент фракции - этан. Это хорошо видно из анализа динамики состава продукции скважин, к которым прорвался тюменский газ, в особенности скв. [36]

Закачанная в ходе опыта 3 в модель оторочка вытесняла остаточную нефть и формировала водонефтяной вал во входной половине модели, что наблюдали визуально благодаря прозрачности стенок оправки. Водонефтяной вал, продвигавшийся по модели по мере нарастания объема закачки, достиг дополнительного штуцера ( точка 103 см) или границы меченой остаточной нефти в момент, когда закачали всего 28 % объема пор рабочих жидкостей. Как следует из наблюдавшейся динамики нефтенасыщенности ( рис. 5.8), при дальнейшей закачке остаточная нефть вытеснялась в выходной части образца сформировавшимся ранее валом, причем изображенная в координатах SH - L тыльная граница вала меченой нефти представляла собой плавную линию ( кривые 2 - 5), увеличивающую свой наклон в ходе опыта подобно развитию зоны смеси в процессе смешивающегося вытеснения. Вал немеченой нефти служил своеобразным буфером, разделявшим оторочку и меченую нефть, причем его длина / в процессе фильтрации практически не изменялась. [37]

Зависимость ударного давления в трубах от угла поворота ротора вибратора типа ГВЗ-135. [38]

При виброкислотных обработках забоя начало процесса ведется при открытом за-трубном пространстве скважины. После восстановления циркуляции жидкости в скважине начинают закачку кислоты, и при заполнении насосно-компрессорных труб за-трубное пространство герметизируют. Закачивается объем рабочей жидкости и вслед за ней объем продавочной жидкости. При увеличении давления закачки выше 40 0 МПа процесс проводят при открытом затрубном пространстве, причем рабочая жидкость может быть направлена в резервуар и использована для дальнейшей закачки. [39]

Проводят закачку пресной воды в исследуемый пласт, предварительно заменяют жидкость в стволе скважины на закачиваемую пресную воду прямой или обратной промывкой. Затем при давлении на устье 8 - 9 МПа проводят закачку пресной воды в пласт. После закачки каждого водовоза ( 6 - 9 м3) измеряют геофизический параметр против выбранной точки пласта. Закачку пресной воды продолжают до получения двух-трех значений параметра, которые в пределах относительной погрешности измерений ( 2 - 3 %) не изменяются в процессе дальнейшей закачки воды в пласт. Затем проводят замер геофизического параметра в точечном или непрерывном режиме. [40]

Затем темп закачки снижают так, чтобы не допустить резкого роста давления и не пропустить того момента, когда пласт при каком-то его установившемся значении не начнет принимать кислоту. После этого давление поддерживается на постоянном уровне, изменяя темп подачи кислоты в скважину. Если кислота подается в пласт через систему микротрещин, то после того как определен момент начала приемистости пласта, давление медленно увеличивается до тех пор, пока оно не установится на каком-то определенном уровне. Приемистость скважины при этом резко возрастает, т.к. трещины раскрываются. Дальнейшую закачку кислоты необходимо проводить в режиме, обеспечивающем полученное давление и приемистость. При малых давлениях солянокислотные обработки не эффективны и часто сопровождаются появлением в скважине пластовой воды. [41]

При освоении малопроницаемых пластов под закачку воды при высоком давлении нагнетания отмечено, что в момент начала закачки давление значительно повышается, а в последующем скважина прддолжает поглощать воду при несколько меньшем давлении нагнетания. Процесс дальнейшей закачки может происходить и при несколько меньшем ( около 35 МПа) забойном давлении. [42]

Среднегодовая добыча метана, пропана плюс бутана, фракции Сз и С02 в процессе рециркуляции газа. 1 - метан. 2 - пропан бутан. 3 - фракция Ci 4 - углекислый газ. [43]

Для обеспечения условия р л р к залежь разрабатывается с отбором газа ( метан этан) 84 млн. м3 в год, из которых реализуется 49 млн. м3 в год. Остальные 35 млн. м3 ( 42 % от суммарного отбора) закачиваются в пласт. В процессе разработки доля С02 в суммарном закачиваемом объеме возрастает за счет снижения доли метан - этановой фракции. Очевидно, что дальнейшая закачка газа нецелесообразна, в связи с чем на заключительной стадии месторождение разрабатывается на истощение, что обеспечивает дополнительный отбор 7 - 15 % фракции С3 и 30 - 40 % метан - этановой смеси. [44]

Повышение степени осушки всего коллектора также способствует увеличению безводного времени эксплуатации ПХГ. Как показывают эксперименты по вытеснению воды природным газом и его моделями, такого эффекта можно добиться путем снижения скорости фильтрации газа и градиента давления вытеснения при закачке газа в хранилище. Использование их в качестве буфера между пластовой водой и вытесняющим газом позволяет существенно увеличить абсолютную величину газонасыщенности и газонасыщенную мощность призабойной зоны, что приводит к снижению градиента давления вытеснения и скорости фильтрации газа. Это в свою очередь приводит к повышению степени осушки пласта при дальнейшей закачке газа и исчезновении эффекта интенсификатора. [45]

Страницы: 1 2 3 4