Cтраница 3
Объем газа, который можно закачать в нагнетательную скважину, аналитически определить трудно. Сопротивление пласта движению газа даже в пределах одной геологической структуры неодинаково. Количество нагнетаемого газа, отнесенное к единице давления на устье нагнетательной скважины, колеблется в очень широких пределах, что затрудняет выяснение функциональной зависимости. [31]
Когда начинается закачка газа в пласт, процесс необходимо непрерывно контролировать. Обязательно исследуют эксплуатационные скважины на приток методом установившихся отборов. Контролируют количество нагнетаемого газа и давление нагнетания. Учет этих показателей ведется по расходомерам, установленным в газораспределительных будках. [32]
Для расчета рсм необходимо знать количество газа, поступающее вместе с нефтью к забою скважины, поэтому надо замерять количество газа на выкидной линии. По разности расходов между получаемым газом и газом, который нагнетается в скважину, можно судить об эффективности использования нагнетаемого газа. Удельный расход газа рассчитывают по количеству нагнетаемого газа. [33]
Для расчета рсм необходимо знать количество газа, поступающее вместе с нефтью к забою скважины, поэтому надо замерять количество газа на выкидной линии. По разности расходов между получаемым газом и газом, который нагнетается в скважину, можно судить об эффективности использования нагнетаемого газа. Удельный расход газа рассчитывают по количеству нагнетаемого газа. [34]
Устье скважины оборудуется водяной и газовой линиями. В кольцевое пространство одновременно с водой через специальный смеситель нагнетают газ. При постепенном уменьшении количества закачивае-вой воды и увеличении количества нагнетаемого газа снижается давление на забой, что способствует притоку нефти из пласта в скважину. [35]
Когда пластовое давление снизилось до 89 кГ / см2, было решено применить нагнетание газа. В сентябре 1956 г. были переведены в нагнетательные еще четыре скважины и количество нагнетаемого газа увеличили до 707 тыс. м3 / сутки. К 1 января 1957 г. было закачано 505 млн. м3 газа. За время нагнетания добыто 477 тыс. м3 нефти, что является непосредственным результатом нагнетания газа в пласт. Коэффициент охвата пласта вытесняющим агентом принят равным 50 %, при этом ожидается увеличение коэффициента нефтеотдачи на 4 % от начальных запасов, кроме того, продлится фонтанный период эксплуатации скважин. Результаты нагнетания газа показали, что мнение о карбонатных породах, как о коллекторах, в которых невыгодно применять нагнетание газа в качестве вытесняющего нефть агента, не подтверждается. [36]
Вначале через задвижку 7 при закрытой задвижке на нефтяной линии нагнетают жидкость. После установления циркуляции жидкости приоткрывают задвижку на газовой линии и в скважину подают сжатый газ ( воздух), не прерывая нагнетания жидкости. Газ, попадая вместе с жидкостью в трубы, газирует ее. Количество нагнетаемого газа постепенно увеличивают, уменьшая соответственно подачу в скважину жидкости, и, наконец, полностью переходят на нагнетание. [37]
По мере того, как количество закачиваемого газа в 10 бортовых скважин возросло с 1700 м3 / суткидо 14 500 м3 / сутки, начался пролет газа в эксплуатационные скважины, но никакого эффекта в отношении роста нефтедобычи нз получилось. Количество нагнетаемого газа при этом было увеличено до 28 500 мэ / сутки. К концу 1930 г. в пласт дополнительно стали закачивать 10 700л3 воздуха в сутки. [38]
При одновременном нагнетании нефти и газа к скважине подводят две линии: нефтяную и газовую. По нефтяной линии насос подает нефть, а по газовой - компрессор подает газ. Нефть по пути в затрубное пространство увлекает за собой газ, в результате чего газожидкостная смесь вытесняет из труб жидкость большей плотности и занимает ее место. Давление на забой снижается, после чего нефть из пласта начинает поступать в скважину. При этом количество нагнетаемого газа увеличивают, а количество нефти уменьшают до полного прекращения ее закачки и нагнетают только газ. [39]
Для определения движения газа замеряют его количество но эксплуатационным скважинам и делают анализы. Если закачивается воздух, то при анализе следят за содержанием кислорода, азота и углекислоты. Бывают случаи, когда газ движется очень быстро только в одном направлении. Это хорошо видно по резкому увеличению газового фактора в эксплуатационных скважинах, а при закачке воздуха - по изменению состава газа и по быстрому росту давлений в затрубных пространствах некоторых эксплуатационных скважин. При первых же признаках прорыва газа необходимо принимать надлежащие меры. Если наметился прорыв в какую-нибудь скважину, нужно либо уменьшить количество нагнетаемого газа, либо уменьшить отбор жидкости из эксплуатационной скважины. Иногда отдельные эксплуатационные скважины приходится останавливать. [40]
Выше рассматривалась методика выбора режима эксплуатации газлифтной скважины, когда задан дебит жидкости. Возможна и другая постановка задачи: обеспечить максимальный отбор жидкости, когда известны уравнения притока жидкости и газа, свойства нефти и газа. В этом случае трубы спускают до верхних дыр фильтра. Затем производится расчет распределения давления ( снизу вверх) в НКТ при нескольких произвольно выбранных забойных давлениях. Полученные при этом кривые давления будут пересекать вертикальную ось ( расстояние от забоя) на некотором расстоянии от устья или же будут отражать то обстоятельство, что устьевые давления меньшие, чем требуются для обеспечения движения смеси в выкидную линию. На основании результатов расчетов строится графическая зависимость устьевое давление - количество закачиваемого газа и определяется расход газа, соответствующий заданному минимальному устьевому давлению. Аналогичным путем определяется расход нагнетаемого газа при других забойных давлениях. Так как забойные давления и дебиты взаимосвязаны между собой, то в конечном счете можно построить графическую зависимость дебит жидкости - количество нагнетаемого газа. На основе этого графика выбирают такое значение количества нагнетаемого газа, которое отвечает максимальной производительности ( по жидкости) скважины. [41]
Выше рассматривалась методика выбора режима эксплуатации газлифтной скважины, когда задан дебит жидкости. Возможна и Другая постановка задачи: обеспечить максимальный отбор жидкости, когда известны уравнения притока жидкости и газа, свойства нефти и газа. В этом случае трубы спускают до верхних Дыр фильтра. Затем производится расчет распределения давления ( снизу вверх) в НКТ при нескольких произвольно выбранных забойных давлениях. Полученные при этом кривые давления будут пересекать вертикальную ось ( расстояние от забоя) на некотором расстоянии от устья или же будут отражать то обстоятельство, что устьевые давления меньшие, чем требуются для обеспечения движения смеси в выкидную линию. На основании результатов расчетов строится графическая зависимость устьевое давление - количество закачиваемого газа и определяется расход газа, соответствующий заданному минимальному устьевому давлению. Аналогичным путем определяется расход нагнетаемого газа при других забойных давлениях. Так как забойные давления и дебиты взаимосвязаны между собой, то в конечном счете можно построить графическую зависимость дебит жидкости - количество нагнетаемого газа. На основе этого графика выбирают такое значение количества нагнетаемого газа, которое отвечает максимальной производительности ( по жидкости) скважины. [42]
Выше рассматривалась методика выбора режима эксплуатации газлифтной скважины, когда задан дебит жидкости. Возможна и другая постановка задачи: обеспечить максимальный отбор жидкости, когда известны уравнения притока жидкости и газа, свойства нефти и газа. В этом случае трубы спускают до верхних дыр фильтра. Затем производится расчет распределения давления ( снизу вверх) в НКТ при нескольких произвольно выбранных забойных давлениях. Полученные при этом кривые давления будут пересекать вертикальную ось ( расстояние от забоя) на некотором расстоянии от устья или же будут отражать то обстоятельство, что устьевые давления меньшие, чем требуются для обеспечения движения смеси в выкидную линию. На основании результатов расчетов строится графическая зависимость устьевое давление - количество закачиваемого газа и определяется расход газа, соответствующий заданному минимальному устьевому давлению. Аналогичным путем определяется расход нагнетаемого газа при других забойных давлениях. Так как забойные давления и дебиты взаимосвязаны между собой, то в конечном счете можно построить графическую зависимость дебит жидкости - количество нагнетаемого газа. На основе этого графика выбирают такое значение количества нагнетаемого газа, которое отвечает максимальной производительности ( по жидкости) скважины. [43]
Выше рассматривалась методика выбора режима эксплуатации газлифтной скважины, когда задан дебит жидкости. Возможна и Другая постановка задачи: обеспечить максимальный отбор жидкости, когда известны уравнения притока жидкости и газа, свойства нефти и газа. В этом случае трубы спускают до верхних Дыр фильтра. Затем производится расчет распределения давления ( снизу вверх) в НКТ при нескольких произвольно выбранных забойных давлениях. Полученные при этом кривые давления будут пересекать вертикальную ось ( расстояние от забоя) на некотором расстоянии от устья или же будут отражать то обстоятельство, что устьевые давления меньшие, чем требуются для обеспечения движения смеси в выкидную линию. На основании результатов расчетов строится графическая зависимость устьевое давление - количество закачиваемого газа и определяется расход газа, соответствующий заданному минимальному устьевому давлению. Аналогичным путем определяется расход нагнетаемого газа при других забойных давлениях. Так как забойные давления и дебиты взаимосвязаны между собой, то в конечном счете можно построить графическую зависимость дебит жидкости - количество нагнетаемого газа. На основе этого графика выбирают такое значение количества нагнетаемого газа, которое отвечает максимальной производительности ( по жидкости) скважины. [44]