Снижение - давление - нагнетание
Cтраница 3
Подводя итог, можно сказать, что образование трещин оказывает неоднозначное влияние на параметры режима глушения. К положительным моментам относится снижение давления нагнетания. [31]
Реле протока 4 обеспечивает разрешение пуска при наличии потока воды и защитное отключение при уменьшении потока. Датчик давления 6 обеспечивает защитное отключение при снижении давления нагнетания ниже допустимого. На щите 8 смонтированы следующие устройства: 9 - для сигнализации минимального и максимального тока; 10 - для сигнализации состояния электронасоса ( готов к пуску, включен, аварийная остановка); 11 - для сигнализации снижения ( протока воды, давления, уровня); 12 - магнитный пускатель. [32]
Кислотные обработки снижают давление нагнетания. Очевидно, для среднецроницаемых карбонатных коллекторов проведение СКО и снижение давления нагнетания до 0 50 - 0 45 вертикального горного - обязательное условие, предотвращающее преждевременные прорывы воды по трещинам. [33]
Выбору схемы полигона предшествовали опытные работы и моделирование режимов эксплуатации с использованием сеточного электроинтегратора, выполненные специалистами института ВНИИнефть. Разгрузочный контур был предусмотрен с целью корректировки развиваемого купола репрессии и снижения давлений нагнетания отходов, управления движением их контура. Однако результаты первых лет эксплуатации полигона показали, что рост пластовых давлений в центральной части полигона и на оголовках нагнетательных скважин в целом невелик вследствие периодических остановок нагнетания по технологическим причинам и перераспределения давлений, радиоактивные нуклиды интенсивно задерживаются породами, удельная емкость пласта оказалась выше прогнозной. [34]
При освоении нагнетательных скважин использованы забойные пульсаторы конструкции ТатНИПИнефть с закачкой оторочки 1 % раствора ПАВ и соляной кислоты. Объем закачки оторочки ПАВ и время работы пульсатора определяются в зависимости от снижения давления нагнетания менее 10 0 - 13 0 МПа на устье скважины. В каждую нагнетательную скважину закачано в среднем 50 - 100 т ПАВ типа АФ12 за 3 - 4 суток работы пульсатора. После обеспечения оптимальной приемистости нагнетательной скважины проводится комплекс исследований по проверке технического состояния обсадной колонны и профиля приемистости. [35]
Объем закачки оторочки ПАВ и время работы пульсатора определяются в зависимости от снижения давления нагнетания менее 10 0 - 13 0 МПа на устье нагнетательной скважины. В каждую нагнетательную скважину в среднем закачано 50 - 100 т ПАВ типа АФ-12 за 3 - 4 суток работы пульсатора. При достижении приемистости нагнетательной скважины проводится комплекс исследований по проверке технического состояния обсадной колонны и профиля приемистости. [36]
В большинстве случаев после бурения все скважины, которые пробурены на нефтенасыщенную часть пласта, вначале эксплуатируются как добывающие с максимально возможным дебитом. Это необходимо для снижения пластового давления в окрестности таких скважин с целью снижения давления нагнетания воды после перевода скважины в разряд нагнетательных. По мере выработки запасов нефти в зоне расположения скважины она переводится под нагнетание воды. При разработке месторождений с рядной схемой расположения скважин все добывающие скважины нагнетательного ряда работают до появления в них нагнетаемой воды из соседних нагнетательных скважин. [37]
Экспериментально установлено, что при циклическом заводнении период снижения пластового давления характеризуется интенсивным перераспределением жидкостей в пласте за счет капиллярной пропитки, в результате чего водонасыщенность более проницаемого ( обводненного) слоя заметно уменьшается за счет вытеснения нефти из малопроницаемых прослоев. Исследованиями было показано, что степень удержания малопроницаемыми слоями внедрившейся в них воды зависит от продолжительности полуцикла снижения давления нагнетания; продолжительность циклов следует увеличивать во времени; в пластах с высоким начальным содержанием остаточной воды капиллярное перераспределение жидкостей, насыщающих неоднородный коллектор, происходит интенсивнее. [38]
Для центробежных компрессоров, имеющих в качестве привода асинхронный двигатель, чаще всего применяют регулирование дросселированием газа на всасывании. При этом способе регулирования с помощью дроссельной заслонки снижается давление всасывания в компрессор, в результате чего достигается снижение давления нагнетания до требуемого значения. Давление во всасывающем трубопроводе перед дроссельной заслонкой остается постоянным. [39]
ПАВ неионоген-ного типа повышается смачиваемость твердой поверхности водой ( угол смачивания снижается более чем в 2 раза); увеличивается коэффициент вытеснения за счет самопроизвольной капиллярной пропитки до 7 8 %; снижается поверхностное натяжение на границе керосин - вода до 8 эрг / см2; а набухаемость глин в 1 1 раза. При добавке ПАВ в закачиваемую воду ускоряется процесс освоения скважин и увеличивается их приемистость ( до 2 раз) при снижении давления нагнетания. [40]
 |
Оборудование скважины при гидроразрыве пласта.| Гидравлический якорь. [41] |
Разрыв пласта осуществляется нагнетанием в трубы жидкости разрыва до момента расслоения пласта, который отмечается значительным увеличением коэффициента приемистости скважины. Если для разрыва используется слабо фильтрующаяся жидкость, а также если проницаемость пород в призабойной зоне заметно ухудшена вследствие засоренности глинистым раствором, в момент разрыва иногда наблюдается снижение давления нагнетания. После разрыва в пласт нагнетают жидкость-песконоситель. Хороший эффект получают при закачке жидкости-песконо-сителя с наибольшими скоростями и при высоких давлениях нагнетания, так как в этом случае шире открываются образовавшиеся трещины. Жидкость-песконоситель, оставшуюся в трубах, продавливают в пласт путем нагнетания в скважину продавочной жидкости, в качестве которой используют нефть для нефтяных скважин и воду для нагнетательных. После этого устье скважины закрывают и оставляют ее в покое до тех пор, пока давление на устье не уменьшится. Затем скважину промывают, очищают от песка и приступают к ее освоению. Объем жидко-сти-песконосителя для обработки можно определить по количеству песка, который намечено ввести в трещину, а также по допустимому содержанию его в жидкости. При первом разрыве рекомендуется вводить в трещину 5 - 6 т песка, а при последующих - количество песка увеличивают до 10 - 20 т и более. В зарубежной практике в трещину вводили иногда до 90 т песка. [42]
 |
Оборудование скважины при гидроразрыве пласта.| Гидравлический якорь. [43] |
Разрыв пласта осуществляется нагнетанием в трубы жидкости разрыва до момента расслоения пласта, который отмечается значительным увеличением коэффициента приемистости скважины. Если для разрыва используется слабо фильтрующаяся жидкость, а также если проницаемость пород в призабойной зоне заметно ухудшена вследствие засоренности глинистым раствором, в момент разрыва иногда наблюдается снижение давления нагнетания. После разрыва в пласт нагнетают жидкость-песконоситель. Хороший эффект получают при закачке жидкости-песконо-сителя с наибольшими скоростями и при высоких давлениях нагнетания, так как р этом случае шире открываются образовавшиеся трещины. Жидкость-песконоситель, оставшуюся в трубах, продавливают в пласт путем нагнетания в скважину продавочной жидкости, в качестве которой используют нефть для нефтяных скважин и воду для нагнетательных. После этого устье скважины закрывают и оставляют ее в покое до тех пор, пока давление на устье не уменьшится. Затем скважину промывают, очищают от песка и приступают к ее освоению. Объем жидко-сти-песконосителя для обработки можно определить по количеству песка, который намечено ввести в трещину, а также по допустимому содержанию его в жидкости. При первом разрыве рекомендуется вводить в трещину 5 - 6 т песка, а при последующих - количество песка увеличивают до 10 - 20 т и более. В зарубежной практике в трещину вводили иногда до 90 т песка. [44]
Давление газа на выкиде азотных установок в процессе нагнетания газированной жидкости ( пены) должно постепенно возрастать. В случае повышения давления газа до величины, максимально допустимой для АГУ-8К или эксплуатационной колонны, следует кратковременно, на 2 - 3 мин, остановить подачу газообразного азота, продолжая закачивание жидкости насосным агрегатом для снижения давления нагнетания. [45]
Страницы: 1 2 3 4