Технология - нагнетание
Cтраница 1
Технология нагнетания в пласт нагретой воды мало отличается от технологии обычного заводнения, чем этот метод и привлекает. [1]
Технология нагнетания пара при эксплуатации месторождений в промышленных масштабах хорошо разработана. Однако существуют еще вопросы, требующие дальнейшего изучения. Кроме того, необходимо разработать технику обеспечения изоляции насосно-компрессорных труб нагнетательных скважин и надежности высокотемпературных пакетов. [2]
Технология нагнетания ингибитора на скважинах, оборудованных ШСНУ, состоит из следующих операций: глушение скважины соленой водой или другой жидкостью; подъем колонш штанг с плунжером и всасывающим кладопом; подъем и спуск НКТ до интервала перфорации; яродавливание расчетного объема раствора ингибитора и про-давочной жидкости в пласт; подъем НКТ; спуск плунжера о клапаном на штангах и пуск скважины в эксплуатация. [3]
В Удмуртии промышленное развитие технологий нагнетания теплоносителя в пласт и термополимерное воздействие осуществлено на Гремихинском и Мишкинском нефтяных месторождениях. Гремихинское месторождение было выделено в нефтедобывающей отрасли Российской Федерации как базовый объект для экспериментальных исследований, испытаний и промышленного внедрения новых технологий, в основе которых лежат улучшенные процессы нагнетания теплоносителя в нефтяной пласт. На современном этапе по Гремихин-скому месторождению завершены научно-исследовательские и опытные работы с целью создания ряда новых высокоэффективных технологий разработки залежей высоковязких неф-тей. В этой главе будут раскрыты основные особенности физической сущности новых технологий, методические подходы к оценке их эффективности и описаны результаты их промышленного применения. [4]
 |
Зависимость фазовых проница-емостей от насыщенности жидкостью парового пространства несцементированных песков.| Удельный расход азота при добыче остаточного газа. [5] |
Таким образом, физические основы технологии нагнетания азота в пласт заключаются в создании более благоприятных, чем при доразработке на режиме истощения, гидродинамических и термобарических условий в залежи, обеспечивающих повышение газоотдачи благодаря вытеснению как защемленного, так и свободного низконапорного газа. Технико-технологическими результатами воздействия на обводняющуюся залежь азотом являются также замедление темпа дальнейшего обводнения скважин и продление периода активного функционирования газодобывающего предприятия. [6]
Проектирование разработки нефтяных месторождений с применением технологий нагнетания теплоносителя в пласт является одним из частных, но относительно сложных случаев исполнения научно-исследовательских работ. Нагнетание теплоносителя в продуктивные пласты, отличающиеся определенной неоднородностью по проницаемости и геологическому строению, сопровождается сложным процессом тепломассопереноса и вытеснения нефти рабочим агентом. В зависимости от формы охвата процессом и динамики прогрева нефтенасыщенных пластов объекта воздействия происходит формирование динамичных зон с различной характеристикой пластовых нефтей, внутрипластовых термокапиллярных процессов и условий вытеснения. [7]
Для рентабельного использования композиции ПАА НПАВ рекомендуется технология разового нагнетания в скважины с последующим переходом на закачивание сточной воды. [8]
Для увеличения поверхности контакта газовой смеси и водного раствора ПАВ были проведены следующие эксперименты по технологии совместного нагнетания водогазовой смеси. [9]
Отмеченные выше факторы накладывают свои особенности на выбор объектов для применения тепловых методов и на выбор технологий нагнетания теплоносителя в пласт. [10]
Опыт эксплуатации показывает, что эффективность системы забора и нагнетания воды, выбор источника водоснабжения, требования к качеству и технологии нагнетания воды во многом определяются свойствами пластов-коллекторов нефти и приемистостью нагнетательных скважин. [11]
 |
Влияние степени расчлененности пласта ty на дополнительную добычу нефти ( прирост нефтеотдачи х2 при разной неоднородности V. [12] |
Значительно раньше, чем заводнение, с целью поддержания пластового давления и вытеснения нефти из истощенных пластов на многих месторождениях ( особенно в США) использовали технологию нагнетания природного или нефтяного газа. [13]
При сводовом нагнетании газа, под которым часто подразумевается разработка залежи от центра к периферии или нагнетание газа в газовую шапку, нагнетательные скважины находятся на приподнятых участках пласта, обычно на площади, занимаемой первичной или вторичной газовой шапкой. Эта технология нагнетания газа применяется, как правило, в пластах, имеющих хорошо выраженную форму и среднюю или высокую проницаемость пористой среды. Нагнетательные скважины размещают на структуре таким образом, чтобы обеспечить равномерное распределение нагнетаемого газа по площади н получить максимальный эффект от гравитационного дренирования. Количество нагнетательных скважин зависит от приемистости их н от проектируемой плотности расстановки, обеспечивающей соответствующее распределение газа по всей продуктивной площади. [14]
Предварительные разовые обработки пластов 10 % - ным раствором СНО-ЗБ рекомендуется проводить в нагнетательных скважинах с ухудшенной приемистостью из расчета 5 - 10 м3 раствора на 1 м толщины пластов. Для наиболее эффективного использования композиции ПАА НПАВ рекомендуется технология разового нагнетания в скважины. В скважины со средней и более высокой приемистостью ( среди слабоприемистых скважин) рекомендуется нагнетать 2 - 4 оторочки раствора композиции, а в скважины с приемистостью ниже средней величины - 1 - 2 оторочки в год. Продолжительность нагнетания каждой оторочки - 0 5 - 1 месяц. Композицию ПАА НПАВ рекомендуется закачивать 5 - 10 % от объема пор пласта. Объемы и порядок закачивания композиции в скважины определяется ежегодной программой промысловых работ, исходя из состояния и условий разработки участков. [15]
Страницы: 1 2