Cтраница 3
Измеряют изменение давления по стволу скважины, чтобы определить глубину, на которой оно равно давлению насыщения. По результатам этих измерений определяют глубину, на которой следует отбирать пробу нефти для исследования ее свойств в пластовых условиях. Исследования показывают, что глубина, на которой начинается выделение свободного газа из нефти, может служить косвенным указателем того, что здесь на стенках насосно-компрессорныхтрубиз парафинистных нефтей начинает осаждаться кристаллический парафин. Таким образом, определяют глубину, до которой в скважину необходимо опускать депарафинизацион-ные средства. [31]
Гидроакустическое воздействие рекомендуется проводить в тех скважинах, коллекторские свойства призабойной зоны которых ухудшены в процессе вскрытия пласта. Вязкость насыщающей нефти не должна превышать 0 02 - 0 05 Па-с. Эффективность воздействия улучшается в условиях коллекторов с высоким пластовым давлением при давлении, превышающем начало выделения свободного газа. Однако наличие свободного газа в пласте не является препятствием для применения метода. В случае литологическои неоднородности пласта по площади гидроакустическое воздействие проводят в тех зонах, где проницаемость ниже средней по пласту, а также в наиболее глинистых участках пласта. [32]
Вибровоздействие рекомендуется проводить в скважинах, где коллекторские свойства призабойной зоны ухудшены в процессе вскрытия пласта. Вибровоздействию также рекомендуется подвергать пласты, которые сложены ннзкопроницаемымп породами и содержат глинистые минералы. Эффективность воздействия улучшается в условиях коллекторов с высоким пластовым давлением при давлении, превышающем начало выделения свободного газа, но низкой проницаемостью. Однако наличие свободного газа в пласте не является препятствием для применения метода. В случае лнтологпческой неоднородности пласта по площади вибровоздействие проводят в тех зонах, где проницаемость ниже средней по пласту. [33]
Картина резко меняется, если процесс испарения вести контактно, например, в бомбе Рейда. Наклон полученных в этом случае прямых ( см. рис. 20) существенно отличается от прямых, полученных при дифференциальном испарении. Можно предполагать, что прямые ] gps f ( G), полученные при контактном испарении, соответствуют условиям выделения свободного газа в трубопроводе. [34]
При исследовании скважин порядок проведения работ обычно определяется графиком. Режим, на котором работает скважина до исследования, принимается за один из режимов исследования. Желательно, чтобы диапазон изменений депрессий был возможно большим - от наименьшей депрессии, при которой к забою скважины еще происходит приток жидкости, до наибольшей, при которой работают скважины на данной залежи без возникновения условий выделения свободного газа на забое и без разрушения коллектора и колонны. Другие режимы работы скважины при исследовании должны равномерно распределяться между этими крайними значениями. Очень важно проводить исследование скважины при малых отборах жидкости. Это облегчает обработку данных исследования и повышает их достоверность. [35]
При исследовании скважин не имеет большого значения порядок изменения режимов их работы. Режим, на котором работает скважина до исследования, может считаться одним из режимов исследования. Желательно, чтобы диапазон изменения депрессии был возможно большим - от наименьшей депрессии, при которой к скважине еще происходит приток жидкости, до наибольшей, равной средней наибольшей депрессии, при которой работают скважины на данной залежи без возникновения условий выделения свободного газа на забое. Остальные режимы работы скважины при исследовании должны равномерно распределяться между этими крайними значениями. [36]
При первых порциях закачиваемой ртути давление в головке резко возрастает. Когда же открывается нижний клапан и головка соединяется с пробоотборником, рост давления делается почти незаметным, несмотря на продолжающуюся закачку ртути. Это объясняется тем, что вследствие снижения температуры при извлечении пробоотборника из скважины на поверхность объем нефти в закрытом пробоотборнике уменьшается и внутри пробоотборника падает давление. Падение давления ниже давления насыщения приводит к выделению свободного газа в виде газовой шапки. Сжимаемость газа значительно выше сжимаемости ртути и нефти, поэтому закачиваемая в пробоотборник ртуть хотя и сжимает газ, но давление в системе повышается очень медленно. Давление, при котором наблюдается изменение темпа роста давления, представляет собой давление открытия клапана. [37]
В настоящее время в нашей стране и за рубежом применяются технологии и технические средства ввода жидкости в резервуар, позволяющие снизить высоту подъема входящей затопленной струи к поверхности жидкости в резервуаре. Но они в недостаточной степени формируют структуру потока, поэтому неэффективны в резервуарах, задействованных в технологических процессах или эксплуатируемых на легко испаряющихся жидкостях. Выход затопленной струи на поверхность жидкости в значительной степени активизирует массообменные процессы, что может привести к увеличению потерь легких углеводородных фракций в атмосферу и загрязнениям воздушного бассейна вредными выбросами. В некоторых случаях это может быть связано с выделением свободного газа ( при недостаточном качестве сепарации) и пенообразованием. [38]
Глубинные термометры разделяются на максимальные и регистрирующие. Максимальный ртутно-стекляниый термометр является составной частью глубинного манометра; обычно их спускают одновременно. Помещается он в специальной камере в оправе и амортизируется пружиной и резиновыми кольцами. Максимальный термометр фиксирует максимальную температуру в скважине. Для определения глубин выпадания парафина и выделения свободного газа, температурных поправок при измерении давления по стволу скважины и температурного градиента необходимо иметь непрерывную запись на диаграмме изменения температуры по глубине скважины. Непрерывная запись изменений температуры по стволу скважины осуществляется глубинным самопишущим термометром, который спускают в скважину через сальник при помощи аппарата Яковлева или лебедки для глубинных измерений на проволоке диаметром 1 6 - - 2 мм. [39]
В процессе движения пластовой жидкости по стволу скважины происходит ее охлаждение. На тех участках скважины, где температура меньше температуры насыщения нефти парафином, происходит образование отложений твердых парафинов. Кроме того, эксплуатация установок ЭЦН при условии создания на забое низких давлений может привести к интенсификации процесса образования отложений парафинов. Причиной этого являются многочисленные эффекты Джоуля-Томпсона при раз газировании нефти. Поступление нефти из пласта в скважину сопровождается резким увеличением ее объема и выделением свободного газа. При этом происходит интенсивное поглощение тепла и снижение температуры ниже температуры насыщения нефти парафинами. Аналогичная картина по изменениям давления имеет место и в приемной части высокопроизводительного насоса. В результате резко увеличивается вероятность образования отложений парафинов. После образования отложений в насосе снижается его производительность. Если места образования отложений твердых парафинов своевременно не обработать ( промывка горячей нефтью, ингибиторы отложений, прогревочный кабель и др.), то после изменения режима работы насоса и двигателя должны сработать защитные устройства. [40]
Показанные на рис. 45 и рис. 46 зависимости давления рабочей жидкости от числа ходов поршней - рр / ( п) позволяют оценить потери энергии в погружном оборудовании. С их помощью можно определить давление рабочей жидкости, необходимое для работы погружных агрегатов, без учета потерь на трение. Однако при определении зависимости рр - f ( n) нужно помнить, что замеры при различных режимах работы погружного агрегата должны производиться быстро один за другим во избежание изменения динамического уровня жидкости в скважине. В тех случаях, когда скважина имеет большой газовый фактор, для достижения сплошности потока жидкости в подъемных трубах на выкиде из них при замерах следует создавать противодавление, препятствующее выделению свободного газа из нефти. [41]
Встречаются главным образом в хорошопроницаемых пластовых резервуарах. Формирование происходит под влиянием напора пластовой воды. Все углеводороды находятся в жидком или растворимом состоянии. При падении давления в залежи может начаться выделение газообразных углеводородов. Чем ярче выражен водяной напор, тем заметнее продвижение водонефтяного раздела. В начале эксплуатации таких залежей наблюдается расширение, а иногда и выделение свободного газа с образованием газовой шапки. [42]