Cтраница 3
При снижении пластового давления в процессе разработки залежи часть горного давления передается скелету пласта и вызывает его деформацию. При этом каналы пор и трещины уменьшаются. Вследствие этого происходит снижение прочности пород, слагающих пласт, вплоть до разрушения приза-бойной зоны пласта и выноса механических примесей из забоя скважин. [31]
Воздействие на пласт рекомендуется проводить путем снижения и восстановления давления на пласт с периодическим включением в работу наземных насосных агрегатов на 10 - 15 мин и их отключением на 5 - 7 мин. Во время воздействия на призабойную зону необходимо замерять количество поступающей жидкости и строить графики ( см. рис. 19.31 и 19.37), если только скважина не перешла в режим фонтанирования. После достижения стабилизации притока из пласта следует создать один цикл снижения давления продолжительностью 1 - 1 5 ч для выноса механических примесей из подпакерной зоны. [32]
Для определения добывных возможностей и составления технологического режима работы скважин в 1999 году были продолжены работы по определению допустимых депрессий на пласт, выше которых начинается разрушение призабойной зоны. Величина предельно-допустимой депрессии колеблется от 0 16 до 0 4 МПа по зонам УКПГ, и в настоящее время рабочие депрессии близки к предельным. На 01.10.99 года 449 скважин эксплуатируются с ограничением дебитов из-за выноса механических примесей и воды, из них 185 скважин действующего фонда работают с выносом механических примесей. [33]
Фильтр, как правило, устанавливают на забое скважины в интервале перфорации с пакером, находящимся выше верхних отверстий интервала перфорации. Разновидностью данной технологии является вариант поднасосной установки противопесочного фильтра. В этом случае достигается защита глубинно-насосного оборудования, но не предотвращается вынос механических примесей из призабойной зоны. [34]
Добываемая продукция имеет специфические особенности, осложняющие добычу, транспорт и подготовку нефти. Наклонно направленный характер профиля в сочетании с некоторыми факторами, присущими указанным месторождениям, осложняет эксплуатацию скважин, резко снижает коэффициент их использования и, в конечном счете, заметно повышает себестоимость извлекаемой нефти. К числу таких факторов следует отнести большую глубину скважин; высокую температуру на забое; вынос механических примесей из пласта; наличие интервала многолетне-мерзлых пород; низкую температуру окружающей среды; отложение парафина в подземных трубах и наземных коммуникациях; высокий газовый фактор; невысокую минерализацию пластовой воды. [35]
Несмотря на форсированный режим разработки на месторождении, только 13 скважин из 101, действующей на 01.01.97, имели ограничения из-за выноса механических примесей и жидкости. Наличие пластовой воды в различных смесях с конденсационной водой по результатам гидрохимических исследований на 01.10.97 отмечено в 20 скважинах. При этом в двух скважинах ( 15142, 15281) ее присутствие обусловлено близостью текущей плоскости ГВК. В остальных 18 скважинах основной причиной является некачественное цементирование обсадной колонны. [36]
Несмотря на форсированный режим разработки на месторождении, только 13 скважин из 101, действующей на 01.01.97 г., имели ограничения из-за выноса механических примесей и жидкости. Наличие пластовой воды в различных смесях с конденсационной водой по результатам гидрохимических исследований на 01.10.97 г. отмечено в 20 скважинах. При этом в двух скважинах ( 15142, 15281) ее присутствие обусловлено близостью текущей плоскости ГВК. [37]
ВРП) до КНС и от КНС до УПНиВ сооружаются специальные водоводы либо используются вторые нитки рабочих водоводов. На КНС и ВРП устанавливаются переключающие устройства. СПВ содержится фоновое количество примесей. Далее степень загрязнения резко возрастает до 10 г / л, а затем постепенно снижается. Продолжительность отбора загрязненных СПВ лимитируется дебитом самоизлива, от которого зависит скорость выноса механических примесей. [38]
При этом на участках от водораспределительного пункта ( ВРП) до КНС и от КНС до УПНиВ сооружаются специальные водоводы либо используются вторые нитки рабочих водоводов. На КНС и ВРП устанавливаются переключающие устройства. Исследования ТатНИПИнефти и Гипровостокнефти показали, что в первые 20 - 50 мин самоизлива, т.е. в период опорожнения полости скважины, в СПВ содержится фоновое количество примесей. Далее степень загрязнения резко возрастала до 10 г / л, а затем постепенно снижалась. Продолжительность отбора загрязненных СПВ лимитируется дебитом самоизлива, от которого зависит скорость выноса механических примесей. В табл. 2.17 приведены данные о динамике самоизлива нагнетательных скважин Ромашкинского ( скв. [39]
Извлечение нефти из скважин малого диаметра посредством насосных установок с обычными штангами-трудно выполнимо, так как в эти скважины невозможно спускать трубы и штанги. Глубинно-насосные установки с полыми штангами, в которых последние являются одновременно и звеном, передающим движение плунжеру от привода, расположенного на поверхности, и трубопроводом для откачивания жидкости, чрезвычайно подходят для эксплуатации таких скважин. Вопросом большой важности является их экономичность. При прочих равных условиях скважины, эксплуатирующиеся при помощи насосных установок с полыми штангами, работают с гораздо большей производительностью, чем скважины, оборудованные обычными штангами. Полые штанги удлиняются меньше, чем обычные 12-мм и 15-мм штанги. Высокая скорость течения жидкости, увлекаемой из скважины, в полых штангах способствует успешному выносу механических примесей на поверхность. Очистка полых штанг от парафина осуществляется без извлечения их из скважины. Однако первые промышленные опыты, выполненные с обычными 24-мм насосно-компрессорными трубами, использованными в качестве полых штанг, в неглубоких скважинах показали, что с ростом глубины скважин и числа качаний увеличивается число аварий с ними. Поломки происходят в резьбовом соединении труб от действия изгибающих сил. [40]