Температура - призабойная зона
Cтраница 1
Температура призабойной зоны может быть повышена также с помощью электронагревателя. Каждый из них состоит из стальной трубки, внутри которой находится спираль. Внутренняя полость трубки заполнена расплавленной окисью магния, обеспечивающей изоляцию спирали и передачу от нее теплоты. Нагреватель спускается в скважину на кабель-тросе. Для подвода электроэнергии к нагревательным элементам и удержания их навесу предназначен кабель-трос, имеющий три силовые и три сигнальные жилы. Каждая жила имеет нефтестойкую изоляцию. [1]
Снижение температуры призабойной зоны промывочной жидкостью при вскрытии вызывает избирательное выпадение некоторых кристаллов, содержащихся в воде, что также закупоривает каналы сообщения. [2]
Поддержание температуры призабойной зоны пласта на повышенном уровне предотвращает отложения парафино-смолистых веществ и не допускает снижения проницаемости призабойной зоны. Одновременно при этом снижается вязкость поступающей в скважину нефти. В результате все это способствует поддержанию дебита скважины на высоком уровне. [3]
 |
Распределение эквивалентной нормированной температуры ( СО по пласту за время подогрева, ч. [4] |
Известно, что температура призабойной зоны скважины после прекращения подогрева нагревателями в течение нескольких часов снижается до первоначальной и это отрицательно сказывается на результате процесса. Данные, полученные по предложенной формуле, хорошо согласуются с результатами опытных работ и наибольшее отклонение между ними не превышает 5 %; предложенную формулу можно считать приемлемой. [5]
При бурении глубоких и сверхглубоких скважин возрастают температура призабойной зоны и нагрузки, действующие на бурильную колонну, в том числе и силы сопротивления при перемещении ее в стволе скважины. [6]
 |
Зависимости А от первоначальной проницаемости пластов Кщюи в ПЗП, пробуренных в весенне-летний ( 1 и осенне-зимний ( 2 периоды. [7] |
По данным термометрических исследований ряда скважин в процессе вскрытия продуктивных пластов температура призабойной зоны пластов снижается на 25 - 40 С. [8]
Годовой прирост определяли из расчета, что по каждой скважине в год будет проведено три цикла паротепловых обработок, включающих подготовительно-заключительные работы ( 5 сут), закачку пара ( 30 сут), пропитку и выравнивание температуры призабойной зоны ( 5 сут) и эксплуатацию скважины на повышенном дебите ( 70 сут), т.е. продолжительность каждого цикла составит 110 сут. [9]
Легко понять, что при установившемся режиме распространения воздуха в нефтяной залежи направление перемещения фронта горения зависит от места его образования. Действительно, если температура призабойной зоны вокруг нагнетательной скважины поднята до необходимого уровня, горение инициируется именно в этой области и его фронт перемещается в направлении эксплуатационных скважин, т.е. в направлении вытеснения нефти; в этом случае процесс называют прямоточным горе-ние-ми Если же повышают температуру призабойной зоны эксплуатационной скважины и воспламенение происходит в ее окрестностях, то фронт горения распространяется к нагнетательной скважине, т.е. в направлении, противоположном направлению вытеснения нефти; такой процесс называют противоточным горением. [10]
Легко понять, что при установившемся режиме распространения воздуха в нефтяной залежи направление перемещения фронта горения зависит от места его образования. Действительно, если температура призабойной зоны вокруг нагнетательной скважины поднята до необходимого уровня, горение инициируется именно в этой области и его фронт перемещается в направлении эксплуатационных скважин, т.е. в направлении вытеснения нефти; в этом случае процесс называют прямоточным горением. Если же повышают температуру призабойной зоны эксплуатационной скважины и воспламенение происходит в ее окрестностях, то фронт горения распространяется к нагнетательной скважине, т.е. в направлении, противоположном направлению вытеснения нефти; такой процесс называют противоточным горением. [11]
Установлено, что наибольший эффект от обработки зоны пласта углеводородным растворителем достигается, когда после обработки температура призабойной зоны повышается до 60 - 70 С. [12]
Концентрация кислоты должна подбираться таким образом, чтобы время гелеобразования было больше, чем время между смешиванием растворов жидкого стекла, полимера и кислоты и прохождением этой смесью до забойной зоны скважины. При этом следует иметь в виду, что температура по мере прохождения длины ствола скважины будет возрастать от начальной температуры до температуры призабойной зоны. Вероятность гелеобразования в стволе скважины должна быть полностью исключена. Кроме того, должен оставаться запас времени до окончательного формирования геля, нужный для достижения раствором отдаленных от призабойной зоны участков пласта. [13]
На основании промысловых исследований были выявлены зависимости эффективности ПТО скважин от обводненности добываемой продукции, а также дополнительно добытой нефти в зависимости от повышения температуры пласта. Было установлено, что высокие результаты можно получить по скважинам с незначительной обводненностью продукции - до 30 % при условии повышения температуры призабойной зоны скважины до 120 С. [14]
Подавляющее большинство способов разработки нефтяных месторождений связано с уменьшением в процессе разработки первоначальных пластовых условий - давления и температуры, что приводит к изменению физико-химических свойств пластовых нефтей. Закачка холодной воды в нефтесодержащие пласты для поддержания пластового давления ведет к быстрому остыванию призабойной зоны нагнетательных скважин, и через непродолжительное время температура призабойной зоны становится близка температуре закачиваемой воды. Так, для Узеньскиго месторождения нарушение геотермического фона зафиксировано во многих скважинах уже после 2 - 25-кратной промывки. Особенно подвержены изменениям температуры ПЗП нагнетательных скважин. [15]
Страницы: 1 2