Пуск - нагнетательная скважина
Cтраница 2
Пуск нагнетательной скважины вполне аналогичен остановке эксплуатационной скважины. Разница состоит лишь в том, что после пуска нагнетательной скважины воронка депрессии растет, пока радиус ее не достигнет некоторой, условно установившейся величины. [16]
Так, например, в работах Г. Л. Говоровой [163], [165] при исследовании процесса подъема давления после начала закачки воды с постоянным дебитом в нагнетательную скважину была указана причина допускавшихся на практике ошибок при оценке коэффициентов продуктивности нагнетательных скважин. Отметив постепенное затухание подъема давления на забое добывающей скважины и в реагирующей скважине после пуска нагнетательной скважины, Г. Л. Говорова справедливо указала на недопустимость прогнозировать на последующие периоды такие приросты давления, какие были получены в начальной стадии процесса заводнения. При постоянном темпе закачки воды в нагнетательные скважины вызванный закачкой процесс повышения давления в окружающих добывающих и реагирующих скважинах должен постепенно стабилизироваться. Конечно, стабилизация наступает скорее в тех добывающих скважинах, в которых коэффициент пьезопроводности больше и которые расположены ближе к нагнетательным. [17]
Допустим, что температура в этой зоне в течение длительного времени остается постоянной. Вязкость нефти в зоне А резко снизится. После пуска нагнетательных скважин сначала горячая нефть из зоны А будет по трещинам поступать в холодную зону В. [18]
Клапан монтируется на первой от устья скважины насосно-компрессор-ной трубе. Перед установкой в скважину затвор находится в положении А. При пуске нагнетательной скважины в эксплуатацию затвор нагнетаемой жидкости оттесняется до ограничителя - 6 и не препятствует процессу закачки. [19]
 |
Обратный клапан нагнетательной скважины. 1 - корпус. [20] |
Клапан монтируется на первой от устья скважины НКТ. Перед установкой в скважину затвор находится в положении А. При пуске нагнетательной скважины в эксплуатацию затвор потоком нагнетаемой жидкости оттесняется до ограничителя и не препятствует процессу закачки. [21]
Нагнетательные скважины должны иметь высокую приемистость по всей толщине продуктивного пласта. Призабойную зону пласта очищают перед пуском нагнетательной скважины под закачку теми же способами, что и при освоении нефтедобывающих скважин, но дренирование призабойных зон пласта проводят по времени значительно дольше. Длительность промывки достигает одних суток и более и зависит от количества механических примесей, содержащихся в выходящей из скважины воде. [22]
Время, необходимое для достижения установившегося состояния, зависит от физических параметров пласта и насыщающей его нефти, а также от величины дебита перед остановкой скважины. Пуск нагнетательной скважины вполне аналогичен остановке эксплуатационной скважины. Разница в том, что после пуска нагнетательной скважины воронка депрессии растет, пока радиус ее не достигнет некоторой, условно установившейся величины. Известны некоторые, в большинстве своем эмпирические формулы, при помощи которых приближенно оценивается время, по истечении которого после остановки скважины в пласте наступает установившееся состояние. [23]
Как видно из данных табл. 3.2, дополнительная добыча нефти и снижение обводненности добываемой жидкости по опытным участкам изменяются в широких пределах. Очевидно, это связано с тем, что основным в механизме увеличения добычи нефти является восстановление приемистости водо-нагнетательных скважин и очистка загрязненных интервалов перфорированной толщины пласта. К сожалению, в работе [196] не проводят сравнение профилей приемистости до и после закачки углеводородной композиции ПАВ с профилями приемистости, снятыми в момент пуска нагнетательных скважин в эксплуатацию. [24]
Нагнетательные скважины разрезающего ряда перед их освоением длительное время эксплуатируют фонтанным способом, как нефтяные, с максимально возможными дебитами. При появлении в зтях скважинах воды их осваивают как нагнетательные. Нагнетательную скважину внутриконтурного заводнения перед пуском длительное время промывают горячей водой, температура которой должна быть выше температуры плавления головных фракций парафина. Опробование скважины иа приемистость также должно проводиться с применением горячей воды. На месторождениях с высокопарафинистьши нефтями и высокой температурой их кристаллизации перед пуском нагнетательной скважины под закачку проводят закачку в нее 30 - 40 мэ горячего конденсата, который растворяет парафин и асфальтосмолнстые отложения в порах призабойной зоны пласта и создает леред фронтом нагнетаемой воды оторочку из тиаловязкой углеводородной жидкости, состоящей из конденсата и нефти. [25]
Страницы: 1 2