Увеличение - давление - нагнетание
Cтраница 1
Увеличение давления нагнетания стало необходимым и для внедрения циклического метода заводнения, значительно повышающего коэффициент нефтеотдачи пластов. [1]
Увеличение давления нагнетания в скважинах в ряде случаев приводит к увеличению сейсмичности, при этом сейсмический риск связан не с тем, что вторичное воздействие на залежь может вызвать накопление напряжений и ее реализацию в форме землетрясений, а с тем, что нагнетаемый флюид, повышая поровое давление и / или уменьшая коэффициент трения в зонах разломов, может инициировать землетрясения на участках, где уровень девиаторов напряжений находится около критического состояния. [2]
Нередко увеличение давления нагнетания улучшает приемистость скважин, но при закачке в 1 0 - 1 5 объема перового пространства воды, последняя не появляется в окружающих эксплуатационных скважинах. С помощью ОПП и анализов вод выяснилось, -: то нагнетаемая вода различными путями ( через тектонические нарушения, заколонное пространство нагнетательных и эксплуатационных скважин) прорывается к скважинам смежных горизонтов. В других частях площади также нет эффекта от нагнетания, и пока не выяснено место ухода закачиваемой морской воды. [3]
Но увеличение давления нагнетания не такое простое дело, особенно на мелких нефтяных месторождениях с относительно небольшой нефтяной площадью и относительно небольшим количеством скважин, исчисляемым десятками и первыми сотнями, а не многими сотнями и тысячами. В таких условиях при повышении давления нагнетания в пределах нефтяной площади происходит увеличение пластового давления выше первоначальной величины и возникает угроза оттока нефти в законтурную водоносную область и потери там части запасов нефти. Такая угроза тем более велика на мелких малопродуктивных нефтяных месторождениях, содержащих нефть повышенной и высокой вязкости. Поэтому нами создан метод проектирования высокого давления нагнетания, исключающий угрозу оттока и потери запасов нефти и позволяющий существенно увеличить ( в 1 5 - 2 раза) дебит нефти малодебитных скважин. [4]
С увеличением давления нагнетания от гидростатического до давления, близкого к вертикальному горному, наблюдается увеличение толщины, принимающей воду в нагнетательных скважинах, или же толщина, достигнув максимума, остается постоянной. [5]
С увеличением давления нагнетания от гидростатического до давления, близкого к вертикальному горному, наблюдается увеличение мощности, принимающей воду в нагнетательных скважинах, или же мощность, достигнув максимума, остается постоянной. [6]
С увеличением давления нагнетания во всех случаях профиль приемистости изменяется за счет подключения к работе новых менее проницаемых пропластков. [7]
С увеличением давления нагнетания до 15 МПа ( 0.6 - 0.7 горного) отношение средней проницаемости неработающих пластов к средней проницаемости исследованных ( Кпр / Knf Cp ] ( рис. 5.1, г), а также к максимальной величине проницаемости коллектора в данной скважине ( Knpi / Knpmax ] снижается незначительно. В интервале давлений 15 - 25 МПа ( 0.7 - 0.9 горного) происходит их заметное уменьшение, далее эти значения снова стабилизируются. Такой характер рассматриваемых зависимостей объясняется тем, что именно в интервале давления нагнетания 15 - 25 МПа происходит вовлечение в разработку менее проницаемых коллекторов. Диапазон их неоднородности по проницаемости в составе объекта расширяется. Так, если при давлении закачки менее 15 МПа пласты проницаемостью менее 0.5 - 0.6 максимальной проницаемости в объекте при совместной закачке воду не принимают, то при повышении давления нагнетания до 25 МПа это соотношение снижается примерно до 0.2, т.е. диапазон неоднородности работающих пластов расширяется от 0.5 - 1.0 до 0.2 - 1.0 Knpi / Knp max - Пласты с проницаемостью 20 - 25 % и ниже максимальной величины проницаемости в объекте при совместной закачке с высокопроницаемыми воду не принимают и при дальнейшем повышении давления нагнетания. Средняя проницаемость оставшихся неосвоенными 20 - 25 % перфорированных пластов равняется 0.11 - 0.16 мкм2, что составляет 36 - 42 % средней проницаемости принимающих воду на этих режимах работы коллекторов. Практическая ценность этих зависимостей заключается в том, что они позволяют определить диапазон неоднородности пластов по проницаемости, которые могут быть включены в один объект для совместной закачки при тех или иных давлениях нагнетания. [8]
 |
Изменение во времени расхода закачиваемой воды, положения границы раздела газ - вода, давления на забоях добывающих скважин. [9] |
С увеличением давления нагнетания возрастают энергетические затраты на закачку воды в пласт, что в свою очередь приведет к возрастанию общих эксплуатационных расходов за время нагнетания воды. Следовательно, задача состоит в том, чтобы определить рациональное число водонагнетательных скважин и давление нагнетания, при которых общие эксплуатационные расходы за время нагнетания воды будут минимальными. [10]
С увеличением давления нагнетания значительно возрастают нлгрузки на подшипники, механизм движения и другие узлы компрессора, поэтому необходимо вести самое тщательное наблюдение за работой машины, особенно во время пробных пусков. [11]
 |
Зависимость удельного объемного too и массового Cf теплосодержания пара от давления в состоянии насыщения. [12] |
С увеличением давления нагнетания преимущества пара по сравнению с водой уменьшаются, если их оценивать только с позиций количества вводимой в пласт теплоты. Это также указывает на то, что наибольшая эффективность достигается при закачке пара в неглубокие скважины, когда требуются низкие давления. Следует иметь в виду, что теплосодержание единицы объема пара меньше, чем воды, и особенно при низких давлениях. [13]
Прп увеличении давления нагнетания пропорционально увеличивается и массовая подача. [14]
При увеличении давления нагнетания пропорционально увеличивается и массовая подача. [15]
Страницы: 1 2 3 4