Cтраница 3
На этом же графике строят кривую удельного расхода рабочего агента, показывающую, как при различных отборах жидкости изменяется количество нагнетаемого газа, требующееся для подъема из скважины 1 т нефти - Кривую удельного расхода рабочего агента можно получить делением расхода на соответствующий ему дебит. На рис. 51 видно, что наименьший удельный расход газа получается не при максимальном дебите скважины, а при несколько меньшем отборе. По кривым 7, 2 определяют количество рабочего агента, необходимое для эксплуатации данной скважиньт. Режим работы скважины устанавливают в зависимости от допускаемого отбора жидкости и производительности компрессорной станции или от количества газа, получаемого от фонтанных нефтяных или газовых скважин. [31]
Изменение технологического режима обусловливается либо изменением того фактора, по которому устанавливался данный режим, либо возникновением и влиянием новых факторов на данном этапе разработки, которые из так называемых пассивных переходят в активные. Следует подчеркнуть, что технологический режим, устанавливаемый в начальной стадии разработки, должен обеспечить максимальный дебит скважины при заданной характеристике пласта с учетом технико-экономических показателей. Необходимость пересмотра установленного технологического режима возникает в результате изменения параметров пласта и скважины в процессе разработки, проведения определенных мероприятий, позволяющих увеличить надежность и производительность скважин или ремонтно-профилактических работ, нередко снижающих производительность. Необходимость изменения технологического режима обосновывается исходя из изменения факторов, по которым был выбран существующий технологический режим на стадии освоения и эксплуатации месторождения. В процессе разработки газовых и газоконденсатных месторождений наиболее часто встречающиеся условия, требующие изменения технологического режима работы скважин, возникают в следующих случаях. [32]
На ДНС должны предусматриваться аварийные горизонтальные технологические емкости, рассчитанные на рабочее давление сепарации. Суммарный объем емкостей должен обеспечивать в течение двух часов прием максимального объема жидкости, рассчитываемого по среднему максимальному дебиту скважин, подключенных к ДНС. [33]
Разные модификации групповых установок имеют свое обозначение. Например, шифр Спутник-А-16-14-400 означает: буква А - модель; цифры непосредственно после буквы - рабочее давление в кгс / см2; число подключенных скважин; максимальный дебит скважины в м3 / сут. [34]
Разные модификации групповых установок имеют свое обозначение. Например, шифр С путник - А-16-14-400 означает: буква А - модель; цифры непосредственно после буквы - рабочее давление в кгс / см2; число подключенных скважин; максимальный дебит скважины в м3 / сут. [35]
Следующая ступень повышения энергетической эффективности процесса огневой отработки пласта состоит в обогащении очищенного генераторного газа ( ОГГ) угольным метаном. В работе обоснованы пропорции смешения ОГГ с угольным метаном. Ограничением потока угольного метана являются максимальные дебиты скважин по добыче метана. [36]
Для некоторой компенсации падения пластового давления с целью продления периода работы и поддержания режима НТС необходимо проводить мероприятия по снижению имеющихся значительных потерь пластовой энергии на пути движения газа от забоя до установки НТС. В технологических схемах разработки и обустройства новых газоконденсатных месторождений обычно предусматриваются минимальные затраты пластовой энергии на всем пути движения газа от забоя до сепарационных установок. Диаметр подъемных труб должен обеспечивать ожидаемый максимальный дебит скважины при минимальной затрате пластовой энергии и получении необходимой скорости газового потока, обеспечивающего вынос с забоя жидкости и механических примесей. [37]
Как уже упоминалось, ограниченный отбор жидкости из скважин может иметь место при эксплоатации пластов, представленных рыхлыми, неустойчивыми породами. Кроме того некоторый критический градиент давления у забоя может обусловливаться и приближением к скважине воды или газа. В этих случаях опытным путем устанавливают тот максимальный дебит скважин, при котором эксшюатацию скважин можно проводить нормально. Очевидно, что дебит таких скважин будет не искомой величиной, а заданной. [38]
Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с учетом определяющего фактора или сочетания факторов изменяется в процессе разработки месторождений. Изменения технологического режима обусловливаются либо изменением самого определяющего фактора, по которому устанавливался данный режим, либо возникновением и влиянием новых факторов, которые на данном этапе разработки из так называемых пассивных факторов переходят в активные. Технологический режим, устанавливаемый в начальной стадии разработки, должен обеспечить максимальный дебит скважин при заданной геолого-промысловой и технической характеристике пласта и скважины. Необходимость изменения установленного технологического режима обусловливается изменением характеристик пласта и скважин в процессе разработки, проведением определенных мероприятий, позволяющих увеличить производительность скважин, или ремонтно-профилактическими работами, нередко приводящими к снижению производительности. Необходимость изменения установленного технологического режима обосновывают, исходя из изменения факторов, по которым устанавливается технологический режим эксплуатации скважины в стадии эксплуатации месторождения. [39]
Следует подчеркнуть, что при построении зависимостей Q от h для двух - и трехслойных пластов величина h определялась как отношение вскрытой толщины к общей толщине всех пропластков. Если низкопроницаемый ( по сравнению с изотропным пропластком) анизотропный пропласток толщиной h 0 67 залегает над изотропным, то максимальная производительность достигается при h - 0 9, т.е. тогда, когда вскрыта хотя бы половина нижележащего изотропного пласта. При наличии трехслойного пласта, когда изотропный пропласток находится между двумя анизотропными пропластками, основное увеличение дебита происходит после вскрытия изотропного пласта. Как видно на кривой 5, вскрытие верхнего анизотропного пласта не обеспечивает максимальный дебит скважины. После полного вскрытия изотропного пласта, находящегося между двумя анизотропными, дострел нижнего анизотропного пропластка практически также не влияет на производительность скважины. На практике в зависимости от числа пропластков, их толщины, фильтрационных параметров и последовательности залегания возможны сдвиги кривых 3 - 5 по осям ординат и абсцисс. Наличие и форма ступенек на этих кривых указывают на число пропластков, их неоднородность и толщину. [40]
Основные запасы нефти в месторождениях Волго-Уральской - области и Западно-Сибирской низменности сосредоточены в тер-ригенных образованиях девона и карбона и содержатся главным образом в хорошо проницаемых мелкозернистых песчаниках. Так как песчаники более или менее плотные, при качественном отборе керна возможно детальное послойное изучение нефтяных пластов, а при опытной эксплуатации залежей нефти не происходит разрушения структуры нефтесодержащих пород и образования песчаных пробок. В складчатых областях ( Азербайджан, Туркмения, Краснодарский край и др.), где нефтяные залежи приурочены к рыхлым песчано-алевритовым образованиям, полное извлечение кернов из пробуренного интервала представляет значительные трудности, а при опытной эксплуатации скважин и создании депрессии на пласт происходят разрушение структуры коллекторов и образование песчаных пробок. Явление пробкообразования, ухудшающее условия фильтрации нефти в скважину, затрудняет установление максимальных дебитов скважин и требует более длительных испытаний пластов. [41]
Субъективизм при решении вопроса о вскрытии пласта скважинами на месторождениях массивного типа или в приконтурных частях месторождений пластового типа без учета коллекторских свойств пласта, пластового и забойного давлений, мощности газоносного пласта с подошвенной водой связан с отсутствием приемлемых практических рекомендаций по данному вопросу. Причем, затронутый вопрос имеет место как на однопластовых, так и на многопластовых месторождениях при наличии гидродинамической связи между пластами. Необоснованное и неправильное вскрытие пласта проектными скважинами без учета характеристики рассматриваемого месторождения очень часто приводит к искусственному снижению дебитов скважин или к их преждевременному обводнению. Поэтому большое значение имеет правильное определение на каждом месторождении, с учетом его характеристики, оптимального вскрытия, обеспечивающего максимальный дебит скважин. [42]
Переток газа для подсчета запасов может быть осуществлен в одной скважине как путем разделения горизонтов при помощи разобщителя ( рис. 4), так и путем использования двух или более скважин, пробуренных на разные горизонты. С целью успешного осуществления перетока газ, выходящий из нижележащего горизонта, должен быть очищен от примесей в сепараторах. На скважинах необходимо установить счетчики для измерения дебита газа и манометры для измерений давлений в каждом из горизонтов. Перед осуществлением и в процессе перетока скважины исследуют и определяют параметры скважины и горизонтов. Максимальный дебит скважин устанавливают аналогично тому, как находят максимально допустимый дебит при эксплуатации. В случае значительной разницы в давлениях между нижним и верхним пластами и необходимости редуцирования газа при наличии в нем нижнего горизонта конденсата устанавливают несколько ступеней сепарации для выделения последнего. [43]
В отличие от ЭЛЦ мезоциклиты опознаются в разрезах без особых затруднений и прослеживаются на значительной территории. В изученной части разреза выделено три мезоцикли-та, соответственно объединяющие отложения ЭЛЦ: первого - третьего; четвертого - пятого, шестого - восьмого. Для МЦ характерны резкие эрозионные границы и преобладание песчаных отложений в нижних частях и алеврито-глинистых в верхних. Это своеобразные литологические окна, которые служат путями облегченной газодинамической связи пластов и обеспечивают наиболее устойчивый приток газа при максимальном дебите скважин. [44]