Cтраница 3
После создания фронта горения продолжают нагнетать воздух для перемещения фронта горения к эксплуатационной скважине, отбирая одновременно нефть и продукты горения через эксплуатационную скважину. Дебит жидкости эксплуатационных скважин обычно резко возрастает, когда до них доходит вал вытесняемой нефти, после чего дебит жидкости находится на повышенном уровне, пока эксплуатационной скважины не достигнет оторочка горячих жидких продуктов. В составе продукции скважины резко возрастает количество воды и повышается температура. Как правило, после этого процесс прекращают, так как он становится неэффективным. [31]
Трудности в определении текущих значений и контроля изменений перечисленных факторов, одновременность их действия и изменение термодинамических условий притока жидкости из пласта в скважины сильно усложняют выбор вида технологий воздействия на нефтяной пласт. Поэтому повышение эффективности мероприятий по регулированию работы скважин возможно только при условии непрерывного контроля динамики основных технологических параметров работы и составом продукции скважин, регулярным проведением комплекса гидродинамических исследований скважин и пластов, а также постоянным совершенствованием и адаптацией к условиям объекта разработки применяемых технологий воздействия на пласт. [32]
Количество поступающей жидкости замеряют обычно в замерной емкости, причем замеряют количество нефти, воды и эмульсии. Полученные данные обязательно проверяют в промысловой лаборатории. Для отбора проб могут быть использованы обычные полулитровые бутылки. Учитывая возможность изменений в составе продукции скважины, лучше всего отбирать не менее трех проб с интервалами порядка 5 мин. Процентное содержание воды, эмульсии и механических примесей определяется по средним пробам. Для получения точных данных о процентном содержании воды, эмульсии и механических примесей пробы отбирают через пробные краники до поступления продукции в замерную емкость. Отобранные пробы взбалтывают и сливают в мензурки Лысенко для осаждения механических примесей. Продолжительность отстоя должна быть не менее 1 часа при температуре не ниже 20 С. Процентное содержание воды и эмульсии определяется в лаборатории центрифугированием или на аппарате Дина и Старка ( см. гл. [33]
Количество поступающей жидкости замеряют обычно в за - мерной емкости, причем замеряют количество нефти, воды и эмульсии. Полученные данные обязательно проверяют в промыс - - ловой лаборатории. Для отбора проб могут быть использованы обычные полулитровые бутылки. Учитывая возможность изменений в составе продукции скважины, лучше всего отбирать не менее трех проб с интервалами порядка 5 мин. Процентное содержание воды, эмульсии и механических примесей определяется по средним пробам. Для получения точных данных о процентном содержании воды, эмульсии и механических примесей пробы отбирают через пробные краники до поступления продукции в замерную емкость. Отобранные пробы взбалтывают и сливают в мензурки Лысенко для осаждения механических примесей. Продолжительность отстоя должна быть не менее 1 часа при температуре не ниже 20 С. Процентное содержание воды и эмульсии определяется в лаборатории центрифугированием или на аппарате Дина и Старка ( см. гл. [34]
Уменьшение отрицательного влияния ЖГС на нефтяной пласт возможно при условии применения для операций глушения таких технологий, составов и химических реагентов, которые при проникновении в продуктивный пласт не приводят к изменению его коллекторских характеристик. Практическое внедрение этих технологий в различных нефтедобывающих регионах Башкортостана и Татарстана подтвердило положительное влияние составов УНИ на пласт и обеспечило дополнительную добычу нефти. Наиболее эффективно предлагаемые технологии работают в неоднородных нефтяных пластах со средней и низкой проницаемостью. В ряде случаев отмечается увеличение доли нефти в составе продукции скважин после их глушения. Поэтому, учитывая возрастающую долю таких скважин в структуре фонда скважин, применение технологий вскрытия и глушения нефтяных пластов с использованием составов УНИ является перспективным и целесообразным. [35]
Экспериментально определить константы равновесия весьма сложно, при этом требуются большие затраты времени. При исследованиях в бомбе высокого давления без пористой среды не учитываются влияния на константы равновесия поверхностных сил пористой среды, капиллярных сил, образования твердой фазы из раствора. Константы равновесия, определенные экспериментально, нельзя использовать для другого состава исходной смеси. Следовательно, при эксплуатации газоконденсатных или нефтяных месторождений, когда состав продукции скважин изменяется непрерывно, необходимо было бы проводить эксперименты для определения констант равновесия тоже непрерывно, что практически выполнить невозможно. [36]
В настоящее время гидропоршневые насосные установки ( ГПНУ) по способу возврата на поверхность отработавшей жидкости делятся на два типа. К первому относятся установки с открытой системой циркуляции жидкости ( см. рис. 28, а), в которых отработавшая жидкость поднимается на поверхность по общему каналу 6 с продукцией скважины. Отработавшая жидкость поступает в небольшой буферный резервуар 13, из которого вновь забирается силовым насосом, а продукция скважины направляется на установку для ее обработки. Установки второго типа применяются только в тех случаях, когда из-за особенностей состава продукции скважин требуется сложная и дорогостоящая подготовка рабочей жидкости, так как они имеют недостаток по сравнению с установками первого типа, - дополнительный третий канал в скважине для раздельного подъема отработавшей жидкости. Необходимость спуска дополнительной колонны насосных труб в скважину приводит к усложнению и удорожанию ее оборудования, а также к уменьшению добывных возможностей ГПНУ. Но и в этих установках требуется подготовка небольших количеств рабочей жидкости ( 1 - 2 % ее расхода) для пополнения утечек из системы. [37]
В настоящее время гидропоршневые насосные установки ( ГПНУ) по способу возврата на поверхность отработавшей жидкости делятся на два типа. К первому относятся установки с открытой системой циркуляции жидкости ( см. рис. 28, а), в которых отработавшая жидкость поднимается на поверхность по общему каналу 6 с продукцией скважины. Отработавшая жидкость поступает в небольшой буферный резервуар 13, из которого вновь забирается иловым насосом, а продукция скважины направляется на установку для ее обработки. Установки второго типа применяются только в тех случаях, когда из-за особенностей состава продукции скважин требуется сложная и дорогостоящая подготовка рабочей жидкости, так как они имеют недостаток по сравнению с установками первого типа, - дополнительный третий канал в скважине для раздельного подъема отработавшей жидкости. Необходимость спуска дополнительной колонны насосных труб в скважину приводит к усложнению и удорожанию ее оборудования, а также к уменьшению добывных возможностей ГПНУ. Но и в этих установках требуется подготовка небольших количеств рабочей жидкости ( 1 - 2 % ее расхода) для пополнения утечек из системы. [38]
Дополнительную информацию об эффективности воздействия на при-забойную зону скважины позволяет получить комплекс исследований, выполненных в ходе отработки скважины сотрудниками Вуктыльского ГПУ и СеверНИПИГАЗа. Он включал: контроль за параметрами работы скважины, замеры забойного давления, отбор проб сырого конденсата и газа сепарации с целью определения состава добываемой продукции, периодический отбор проб выветренного конденсата, воды и газа сепарации с целью контроля изменения их состава и свойств. Кроме того, проведено четыре полных комплекса газоконденсатных исследований с целью определения состава добываемой продукции пласта. Периодически отбирались также пробы воды, выветренного конденсата и газа сепарации. По результатам исследований изменения состава продукции скважины, физико-химических свойств и фракционного состава стабильного конденсата сделаны следующие выводы. [39]
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. [40]
Значения этих величин следует тщательно определять, так как на промыслах газоконденсатные системы часто подвергаются разной сепарации, включая и сепарацию в несколько ступеней, прежде чем конечный жидкий продукт достигает хранилища, в котором поддерживается атмосферное давление. С целью изучения свойств газокон-денсатных систем при пластовых условиях обычно определяют газоконденсатные факторы и содержание жидкости в смеси. Их подсчитывают на основании замеров газа и жидкости, выходящих из первой ступени сепаратора. Затем на оснований этих данных получают общий углеводородный состав газоконден-сатной смеси в залежи, если, конечно, условия эксплуатации, отбора пробы и замеров точно установлены и поддерживаются постоянными. Заметим, что для точного определения состава продукции скважины в общий объем газа, помимо сепараторного газа, должны быть включены пары, получаемые в конденсато-хранилище. Газовый или газокондепсатный фактор, отнесенный к условиям в хранилище, можно грубо определить, когда на промысле нет возможностей для замеров. Для этого наблюдают дебиты газа и жидкости из ступени сепаратора высокого давления и отбирают в цилиндр из нержавеющей стали известного объема пробу жидкости из сепаратора. Выливая содержимое цилиндра в калиброванную мензурку при атмосферном давлении и сравнивая объем получившейся жидкой фазы с начальным объемом жидкости в цилиндре, можно примерно определить усадку жидкой фазы. Этот метод - приближенный, и его можно использовать, когда не имеется промежуточных ступеней сепарации и индивидуальных мерников для каждой скважины, а также когда условия в конденсатохранилище не сильно отличаются от атмосферных давления и температуры. Газоконденсатные факторы обычно выражаются в кубических метрах на кубический метр жидкости ( м3 / м3), а содержание конденсата в газе - в кубических сантиметрах на кубический метр газа ( см3 / м3) при нормальных условиях. При этом расходы жидкости и газа в сепараторе, используемые для подсчета этих величин, должны быть точно определены. [41]
Разделение продукции скважин ( на нефть и газ) обычно осуществляется в сепараторах. В качестве сепараторов применяют емкости, в которых поддерживаются определенные давление и температура. Температура поддерживается на заданном уровне или за счет температур поступающей продукции скважин и окружающей среды, или путем внесения тепла или холода извне. Заданное давление в сепараторе поддерживается обычно регулятором давления, устанавливаемым на газовой линии. Вывод нефти и газа осуществляется раздельно. При расчетах с использованием графиков предполагается, что составы продукции скважин и отсепарированных нефти и газа не изменяются во времени. Другими словами, система находится в термодинамическом равновесии при данных давлении и температуре или же происходит контактная сепарация. [42]
В период с 04.07.96 по 09.07.96 после пуска скважина работала самостоятельно с постепенным снижением дебита газа от 34 до 27 тыс. м3 / сут, дебитом конденсата около 0 75 тыс. м3 / сут по замерной линии УКПГ. Из-за аварии на газопроводе 09.07.96 скважина была остановлена. Дополнительным доказательством очистки призабойной зоны пласта за счет обработки ее сухим газом может явиться присутствие в составе продукции скважины фильтрата бурового раствора. [43]