Вал - жидкость
Cтраница 1
Вал жидкости достигает скважины за 3 мес, но незначительное увеличение жидкости непосредственно у забоя скважины в зоне радиусом 1 - 2 м ( в области резкого уменьшения давления) начинает проявляться уже через 1 мес после обработки. [1]
Продвижение вала жидкости к скважине после ее обработки неизбежно приводит к постепенному уменьшению продуктивности скважины по газу. [2]
За этой зоной на расстоянии 6 - 30 м от скважины образуется вал жидкости с насыщенностью жидкости, значительно превышающей ее средние по пласту значения. Анализ компонентного состава жидкой и газовой фаз в этой зоне позволяет установить следующий характер распределения в ней углеводородов. При нагнетании в скважину углеводородных растворителей вокруг скважины возникают два фронта вытеснения. На границе ретроградный конденсат - стабильный конденсат отмечается многоконтактное смешивающееся вытеснение газоконденсатной смеси стабильным конденсатом с конденсацией промежуточных углеводородов из пластового газа в жидкость. На границе стабильный конденсат - сухой газ вытеснение стабильного конденсата происходит в режиме многоконтактного смешивающегося вытеснения с испарением промежуточных компонентов в сухой газ. По сравнению с вариантом обработки скважины пропаном, условия смешения углеводородной жидкости и газа ухудшаются, а следовательно, более значительной по размерам оказывается зона с высоким насыщением коллектора жидкостью. [3]
 |
Кривые изменения насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скв. 17 Западно-Соплесского НГКМ после ее обработки. [4] |
За этой зоной на расстоянии 6 - 30 м от скважины образуется вал жидкости с насыщенностью жидкости, значительно превышающей ее средние по пласту значения. Анализ компонентного состава жидкой и газовой фаз в этой зоне позволяет установить следующий характер распределения в ней углеводородов. При нагнетании в скважину углеводородных растворителей вокруг скважины возникают два фронта вытеснения. На границе ретроградный конденсат - стабильный конденсат отмечается многоконтактное смешивающееся вытеснение газоконденсатной смеси стабильным конденсатом с конденсацией промежуточных углеводородов из пластового газа в жидкость. [5]
Для непрерывной передачи мощности объемные гидромашины конструктивно выполняются такими, что при вращении их валов жидкости в рабочих камерах заполняются и вытесняются попеременно. [6]
С увеличением интенсивности отбора флюидов из пласта после обработки скважины возрастает также и скорость продвижения вала жидкости к скважине. Так, при поддержании на забое скважины депрессии 4 МПа продуктивность скважины по газу в первые несколько суток после обработки уменьшается от 100 до 22 - 25 тыс. м3 / ( сут - МПа) и затем снижается до начальных значений за 1 5 мес. [7]
С увеличением интенсивности отбора флюидов из пласта после обработки скважины возрастает также и скорость продвижения вала жидкости к скважине. Так, при поддержании на забое скважины депрессии 4 МПа продуктивность скважины по газу в первые несколько суток после обработки уменьшается от 100 до 22 - 25 тыс. м3 / ( сут МПа) и затем снижается до начальных значений за 1 5 мес. [8]
В ходе нагнетания рабочих агентов происходит формирование вала жидких углеводородов, содержащего пропан и пластовую жидкость. После пуска скважины в эксплуатацию вал жидкости продвигается к скважине. Максимальная насыщенность в нем жидкой фазы постепенно уменьшается до значений, равных средней по пласту насыщенности. Вал жидкости достигает скважины за 3 мес, но незначительное увеличение жидкости непосредственно у забоя скважины в зоне радиусом 1 - 2 м ( в области резкого уменьшения давления) начинает проявляться уже через 1 мес после обработки. [9]
В ходе нагнетания рабочих агентов происходит формирование вала жидких углеводородов, содержащего пропан и пластовую жидкость. После пуска скважины в эксплуатацию вал жидкости продвигается к скважине. Максимальная насыщенность в нем жидкой фазы постепенно уменьшается до значений, равных средней по пласту насыщенности. Вал жидкости достигает скважины за 3 мес, но незначительное увеличение жидкости непосредственно у забоя скважины в зоне радиусом 1 - 2 м ( в области резкого уменьшения давления) начинает проявляться уже через 1 мес после обработки. [10]
 |
Кривые изменения насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скв. 83 Западно-Соплесского НГКМ после обработки ее пропаном. [11] |
Особенности обработки скважин в пластах, содержащих газоконденсат - ные смеси вместе с равновесной нефтью, могут быть рассмотрены на примере расчета обработки скв. В ходе нагнетания рабочих агентов происходит формирование вала жидких углеводородов, содержащего пропан и пластовую жидкость. После пуска скважины в эксплуатацию вал жидкости продвигается к скважине. [12]
Напротив, в этом случае в области изменяющейся насыщенности наблюдается колебание насыщенности при значениях ее ниже значения средней по пласту насыщенности. Это явление обусловлено особенностями взаимодействия пластовой системы и нагнетаемого агента, а также соотношением объемов нагнетаемых агентов. При заданных условиях обработки скважины образовавшаяся в призабойной зоне оторочка жидких углеводородов вытесняет ретроградный конденсат, смешиваясь с ним. Закачиваемый вслед за ШФЛУ сухой газ в свою очередь вытесняет жидкость в условиях многоконтактного смешивающегося вытеснения с интенсивным испарением углеводородных компонентов из подгребаемой в виде вала жидкости в газ. При заданном в расчетах соотношении объемов нагнетаемых ШФЛУ и метана к моменту окончания их закачки область с повышенной насыщенностью пласта жидкими углеводородами расформировывается. Вместо нее образуется зона с насыщенностью, меньшей средней по пласту насыщенности. В этой зоне содержится жидкость, неравновесная к пластовой системе. [13]
Страницы: 1