Как рассчитывается производительность скважины. Производительность скважины


Расчеты для увеличения производительности скважины

производительность скважиныПроизводительность скважины – это один из ключевых параметров, определяющих полезность объекта и потенциальные возможности разработки всего месторождения. 

Этот термин обозначает количество сырья, извлекаемого из нефтяной или газовой скважины за определенный отрезок времени, и этот показатель зависит от нескольких аспектов, которые следует учитывать при бурении и разработке. На производительность влияет степень гидропроводности пластов, вязкость нефтяного продукта, разница между давлением пластов и в забое. Расчет производительности осуществляется с применением специальных формул, а увеличение параметров возможно несколькими способами.

Производительность нефтяной скважины – что это такое?

Производительностью скважины считается объем нефтепродуктов, которые можно получить в ходе разработки за определенное время, которое может исчисляться в часах, месяцах или определяться в течение года.

При этом большое значение имеет определение вязкости продукта, разница давлений, измеряемых для конкретных пластов, откуда добывается нефть, и призабойной зоны, под которой понимается тот пласт, который находится в области фильтра и примыкает к этой зоне для роста проницаемости и увеличения степени сообщаемости с самой скважиной. В случае, когда производительность снижается или оказывается изначально не слишком высокой при разработке, ее можно повысить, для чего применяются как традиционные, так и современные способы.

Методы увеличения производительности скважин

Всего существует три разновидности методов увеличения производительности скважин посредством влияния на призабойную зону:

  • Химические способы. Их обычно используют, если проницаемость стала хуже по причине отложения растворимых в реагентах веществ. В качестве примера можно привести соляно-кислотную призабойную обработку, метод СКО.
  • Механические способы. Их используют в твердой породе с низкой степенью проницаемости, основной вид работы – гидроразрыв пласта.
  • Тепловые способы применяются в случае отложения смол, парафина, асфальтовых компонентов или в случае фильтрации нефтепродукта высокой вязкости. В этом случае проводится прогрев призабойной зоны.

Помимо того, методы увеличения производительности могут быть комплексными: сочетание гидроразрыва с СКО, тепловой с кислотной обработкой. Выбор способа делается, исходя из условий конкретной скважины.

Обработка при помощи кислоты необходима для очистки при забойной области и компрессионных труб от отложений солей, парафиновых элементов, коррозионных продуктов, когда проводится запуск оборудования. При влиянии кислотных составов в породах появляются специфичные пустоты, из-за чего растет их проницаемость, что необходимо и для увеличения производительности скважины.

Для очистки забойных зон открытого типа и скважинных стенок применяются кислотные ванны, которые устраняют корку глины, цементных составов, смол, коррозийных продуктов и других наслоений. При использовании важно рассчитать объем раствора, который не должен превысить стволовой объем на рассчитанный отрезок колонны. Раствор должен быть выдержан внутри на протяжении 18-24 часов, после этого его удаляют из скважины при помощи промывочного процесса обратного типа, применяя воду.

Производительность нефтяной скважины

Обычная обработка проводится для поднятия пластовой проницаемости, а работы под давлением выполняются для продавливания составов в затрудненные для проницания участки пласта, для чего используются пакеры.

Обработка нефтяных скважин пенокислотными методами используется, если пласт имеет увеличенную толщину и низкое давление; при этом в призабойную область вводится кислотный состав и пена ПАВ, для работы применяется специальный агрегат подачи кислоты, аэратор и компрессорное оборудование. Данный метод предпочтителен тем, что активные кислотные компоненты быстрее попадают в пласты, охват воздействия существенно увеличен за счет малой плотности пены, а наличие сжатого воздуха позволяет улучшить нефтяной приток в скважине и повысить показатели освоения.

Постепенная обработка пластовых слоев, если пласт имеет большую толщину, применяется для его наибольшего охвата. Особенно актуален способ при выводе скважины из процесса бурения или на первом этапе разработки.

Еще один комплекс методов – термохимические виды обработки, когда применяется соляная кислота вкупе с магнием, который содержится в головке-наконечнике, спускаемой в компрессионную трубу на требуемый отрезок. Метод подходит для очистки от парафинов, смолы и асфальтовых выделений.

Также для увеличения производительности нефтяных скважин используется термокислотный способ, в первой части которого делается термохимическая обработка, а затем меняется на обычное СКУ. Наконечник с магниевым содержимым опускается на нужный отрезок, после чего закачивается нефтепродукт и кислота. Для работы обычно используется 15-процентный раствор соляной кислоты, поскольку он оптимально подходит для подобной обработки.

Расчет производительности скважины

Данный показатель измеряется с заданной периодичностью посредством подключений нефтяных скважин к специальному оборудованию. Мерник может работать как с одним, так и несколькими объектами, и при групповом исследовании полученные пробы перемешиваются и подаются в общий коллектор. Клапанная система, которая представляет собой манифольд для распределения, позволяет, напротив, получить пробу конкретной скважины, не мешая при этом функционированию остальных.

При отображении производительности скважины следует учитывать несколько параметров: среднеарифметический результат за выбранный отрезок времени, изначальный экстремальный показатель и характеристику трансформации данного значения за определенный временной отрезок. Также для расчета производительности желательно знать дебит скважины по нефтепродуктам и показателям давления.

Чтобы держать производительность под контролем и правильно учитывать количество добываемых нефтепродуктов, а также уточнить показатели деятельности отдельных бригад, требуется правильно рассчитывать дебит и отслеживать изменения. Грамотный расчет производительности скважин сказывается на положительном развитии всей энергетической отрасли и позволяет уточнить стратегию разработки как отдельных месторождений, так и в целом полезных ископаемых.

Для расчетов нефтегазовой производительности используются специальные формулы. Так, чтобы рассчитать производительность газовой скважины, применяется классическая формула Дюпуи:

формула Дюпуи

Согласно этой формуле, k – показатель проницаемости, р – степень пластовой продуктивности, Рпл – средний уровень давления, Рзаб – показатели давления в забое, μP0 – коэффициент нефтяной вязкости.

Чтобы рассчитать дебит для нефтяной скважины, у которой не установлен режим притока, применяют следующую формулу:

рассчитать дебит для нефтяной скважины

Здесь, помимо других данных, используется коэффициент нефтяного объема (B0), радиус скважины (rw) и степень пересчета (α).

Для расчета производительности скважины, которая имеет псевдоустановленный режим притока, применяют формулу следующего вида:

расчет производительности скважины

В вычислениях появляется skin фактор (S).

Наконец, для вычисления производительности для скважин с нормальным уровнем притока используют формулу:

вычисление производительности для скважин

Нетрудно заметить, что основным отличием является изменение показателя с 0,75 на 0,5.

В случае, если расчеты показывают нехватку производительности по конкретной скважине, данный результат можно увеличить, для чего применяются различные методы (выбор конкретного способа осуществляется, исходя из показателей дебита, геологических данных, перспектив развития месторождения, технических возможностей и ряда иных факторов). Так, одним из наиболее популярных методов является пластовый гидроразрыв, который используется при необходимости воздействия на призабойную область (впервые способ был применен в США).

Действия, нацеленные на рост производительности, осуществляются так, чтобы колонны НКТ оставались неразрушенными и не были деформированы, как и кольца, окружающие сверху и снизу продуктивный пласт. После этих мероприятий измерение проводится заново, чтобы оценить их эффективность.

Читайте также:

snkoil.com

Производительность - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Производительность - скважина

Cтраница 2

Производительность скважины определяется по ряду замеров потока и давления. Теоретически эта величина связана также с прони-даемостью и мощностью продуктивного пласта. Для исключения максимально возможного числа переменных полагают, что соотношение берется в пределах, когда А р и Q стремятся к нулю.  [16]

Производительность скважин можно исследовать на различных стадиях истощения запасов месторождения; производительность будет получена и при некотором забойном давлении остановленной скважины. Если данные по продуктивности выразить графически как функцию статического давления на забое, можно заметить падение коэффициента продуктивности ( рис. VII. Падение продуктивности вызывается несколькими факторами: возросшей вязкостью нефти при сниженном пластовом давлении; уменьшением нефтенасы-щенности в зоне, окружающей ствол скважины, в связи с чем падает отбор нефти из пласта и др. Кривые падения коэффициента продуктивности К можно экстраполировать, чтобы получить данные о продолжительности жизни скважины и давлении в пласте, при котором дальнейшая эксплуатация скважины будет неэкономичной ( см. рис. VII. Эти кривые вместе с другими данными можно также использовать для определения вероятного пластового давления, при котором скважина уже не способна дать допустимый уровень добычи; следовательно, с этого момента потребуется установить оборудование для механизированной добычи.  [18]

Производительность скважин восстанавливается путем термохимической обработки забоев скважин. Этот метод заключается в спуске на забой 35 - 45 кг магния, который в дальнейшем п-ри соединении с соляной кислотой выделяет значительное количество тепла, которого вполне достаточно для очистки призабойной зоны от парафиновых отложений. Характерно отметить, что термохимическая очистка забоев скважин производится примерно один раз в год. Это также подчеркивает продолжительность периода, за который продуктивный песчаник в призабойной зоне пласта запарафинивается.  [19]

Производительность скважин 40 т / сутки является наименее выгодной в отношении парафинизации. Повышение дебитов приводит к снижению интенсивности парафинизации труб, увеличивая межочистной период.  [21]

Производительность скважины за период исследований составляла 65 - 77 т / сутки.  [22]

Производительность скважины на устье для другого размера обсадной колонны может быть подсчитана, исходя из эксплуатационных характеристик для условий забоя скважины, показанных на рис. XXVIII.  [23]

Производительность скважин не остается постоянной, поскольку в процессе разработки залежи и вытеснения нефти происходят внедрение воды в залежь, прорыв ее в скважины и последовательное изменение содержания в добываемой продукции нефти и воды. Когда обводненность продукции скважин достигает предельных значений, возникает необходимость в прекращении разработки залежей, хотя в пласте остается еще до 40 - 50 % начальных запасов.  [24]

Производительность скважины увеличивают восстановлением ухудшенных фильтрационных характеристик пласта либо созданием в ПЗП более благоприятных условий фильтрации, чем в остальной части пласта. Это имеет практическое значение лишь при существенном изменении проницаемости пласта в зоне с достаточно большим радиусом.  [25]

Производительность скважин в значительной мере зависит от совершенства вскрытия пласта.  [26]

Производительность скважины изменяется в широких пределах: ( 103 - 10 - 2) п т / сут.  [27]

Производительность скважины, установленная в соответствии с технологическим режимом работы по определенному фактору, не всегда может оказаться выгодной. Дебит, пригодный при заданном технологическом режиме, можно оценить путем экономических расчетов. Так, например, при заданном постоянном забойном давлении через некоторое время производительность скважины резко падает. Дальнейшее поддержание технологического режима с постоянным давлением становится неэффективным, необходимо перейти на другой, более выгодный технологический режим. На практике необходимость перехода от одного технологического режима к другому в большинстве случаев устанавливается без экономических расчетов на основании геолого-технических параметров системы пласт - коллектор.  [28]

Производительность скважины во времени может изменяться. На нее оказывают влияние изменение проницаемости пород пласта и особенно призабойной зоны из-за их загрязнения некоторыми твердыми механическими частицами, содержащимися в нефти, а также изменение сечения лифтовых ( подъемных) труб за счет отложений на их стенках парафина, имеющегося в нефти. Производительность скважин, оборудованных насосами, определяется техническим состоянием этих насосов и рядом других причин.  [29]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Производительность - нефтяная скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Производительность - нефтяная скважина

Cтраница 1

Производительность нефтяных скважин замеряют периодически путем поочередного подключения каждой скважины к соответствующему мернику. Мерник обслуживает одну или несколько скважин. На групповой замерной установке во время замера продукции одной скважины продукция всех других смешивается и, не замеренная, поступает в коллектор. Система обратных клапанов и задвижек, объединенных в распределительный манифольд, дает возможность замерять продукцию одной скважины без нарушения работы других.  [1]

Производительность нефтяных скважин зависит от ряда факторов, основные из которых: гидропроводность, являющаяся функцией - проницаемости пласта и вязкости нефти, и перепад между забойным и пластовым давлениями. Наибольшее влияние оказывают проницаемость призабойной зоны и вязкость нефти.  [2]

Представляется целесообразным производительность нефтяных скважин отображать совокупностью характеристик: а) среднеарифметическим значением показателя ( параметра) за заданный интервал времени и значением постоянной составляющей, б) начальным экстремальным значением показателя, в) характеристикой траектории изменения текущих значений показателя внутри исследуемого временного интервала.  [3]

Для расчета производительности нефтяных скважин как при закачке, так и при отборе газа желательно иметь данные по дебиту нефти и забойному давлению по этим скважинам.  [4]

Для контроля производительности нефтяных скважин, учета добычи нефти и газа и выяснения экономических показателей работы бригад и всего промысла необходимо организовать точный замер и тщательный учет продукции.  [5]

Для расчета производительности нефтяных скважин как при закачке, так и при отборе газа желательно иметь данные по дебиту нефти и забойному давлению по этим скважинам.  [6]

Способ увеличения производительности нефтяных скважин путем воздействия на призабойную зону методом гидравлического разрыва пласта впервые был применен американской нефтяной фирмой.  [7]

Мероприятия по повышению производительности нефтяных скважин путем воздействия на призабойную зону пласта должны осуществляться с обеспечением сохранности колонны обсадных труб и цементного кольца выше и ниже продуктивного горизонта.  [8]

Примеры обработки информации о производительности нефтяных скважин представлены в табл. 10, И.  [9]

Какие существуют методы увеличения производительности нефтяных скважин.  [10]

Информационно-измерительная система для измерения производительности нефтяных скважин ИИСИП по жидкости и газу должна соответствовать сформулированным требованиям.  [11]

При проведении мероприятий по повьппению производительности нефтяных скважин путем воздействия на призабойную зону пласта должна быть обеспечена сохранность колонны, обсадных труб и цементного кольца выше и ниже продуктивного горизонта.  [12]

При проведении мероприятий по повышению производительности нефтяных скважин пртем воздействия на призабойную зону пласта должна быть гарантирована сохранность колонны обсадных труб и цементного кольца выше и ниже продуктивного пласта. Нельзя проводить мероприятия по интенсификации добычи нефти в скважинах, технически неисправных, в частности при нарушенном цементном кольце за колонной, особенно когда есть опасность пластовых перетоков нефти ( газа, воды) в заколонном пространстве.  [13]

Одним из факторов, влияющих на производительность нефтяных скважин, содержащих в продукции значительное количество парафина и асфальто-смолистых веществ ( АСПО), является их отложение в призабойной зоне пласта.  [14]

При разработке информационно-измерительной системы для измерения производительности нефтяных скважин ( ИИСИП) необходимо учитывать комплекс требований, обусловленных физико-химическими и информационными свойствами потока, свойствами окружающей среды, особенностями технологической системы, в которой должна работать ИИСИП, а также характеристику системы сбора и передачи информации.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Как рассчитывается производительность скважины

Для чего владельцу источника водоснабжения загородного дома необходимо понимать, что такое дебит и знать его величину? Для того чтобы рассчитать, хватит ли воды из скважины для всех предполагаемых потребителей:

  • внутреннего водопровода жилого дома с заранее распланированным количеством точек водоразбора;
  • полива газонов и огорода;
  • обеспечения работоспособности фонтана и других нужд.

Вторая причина выяснения возможностей гидротехнического сооружения — подбор насосного оборудования. Нельзя использовать насос большей производительности, чем источник, так как мощный агрегат выкачает воду быстрее, чем может отдать водоносный горизонт. Но и незначительный водообмен скважины нежелателен: использование маломощного насоса приведет к застою воды и постепенному снижению водоотдачи самого источника. Специалисты подбирают насосное оборудование после того, как закончено бурение скважины и вычислен ее дебит — параметр, показывающий, какой объем воды может максимально получить за указанный временной интервал.

Показатели для расчета дебита

Соблюдение правил эксплуатации скважины увеличивает срок ее работоспособности. Чтобы вовремя отследить неполадки в работе водозабора, следует контролировать изменение дебита. Самый простой способ заключается в следующем: держа в руке секундомер, наполняем какую-либо емкость, отмеряя каждый раз один и тот же объем. Периодичность замеров, например, три-четыре раза в год. Увеличение интервала времени заполнения емкости говорит об уменьшении производительности. Но не всегда это связано с уменьшением водоотдачи скважины. Возможно, меньший объем воды подает неисправный насос.

Для расчета максимального объема водоотдачи задействуют следующие характеристики источника:

  • Статический уровень. Измеряется до момента включения насосного оборудования. Для замера параметра вычисляют расстояние от поверхности земли до глади воды.
  • Динамический уровень или расстояние до воды от поверхности, измеренное после того, как была произведена пробная откачка.  О высоком дебите источника можно говорить, если разница между статическим и динамическим уровнем невелика (один метр и менее).

spb-burenie.ru

68 Методы увеличения производительности скважин.

В нефтяных и газовых скважинах с течением времени снижается дебит и производительность скважин . Это естественный процесс, так как происходит постепенное понижение пластового давления, уменьшается энергия пласта, необходимая для подъема жидкости и газа на поверхность . Производительность скважин уменьшается также в результате ухудшения проницаемости пород, продуктивного пласта из за закупорки его пор в призабойной зоне смолистыми , парафинистыми отложениями, механическими частицами выноса пласта.  Для стабилизации уровня добычи нефти и газа применяются различные методы воздействия на призабойную зону пласта , позволяющие повышать нефтеотдачу пластов и не снижать производительность скважин. Методы повышения производительности скважин при воздействии на призабойную зону пласта разделяются на

- химические,

- механические,

- тепловые

- комплексные.

Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости.

Тепловые методы воздействия применяют для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон.

Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород для нефти.

Кислотные обработки скважин основаны на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов, увеличению проницаемости и, как следствие, - к повышению производительности скважин.

При обработке пласта соляной кислотой последняя реагирует с породой как на стенках скважины, так и в поровых каналах, причем диаметр скважины практически не увеличивается. Больший эффект дает расширение поровых каналов и очистка их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Опыты показывают также, что под действием кислоты иногда образуются узкие кавернообразные каналы, в результате чего заметно увеличиваются область дренирования скважин и их дебиты. Поэтому _ солянокислотные обработки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт по возможности на значительные от скважины расстояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых образований.

В соляной кислоте иногда содержится значительное количество окислов железа, которые при обработке скважин могут выпадать из раствора в виде хлопьев и закупоривать поры пласта. Для удержания окислов железа в кислоте в растворенном состоянии применяют стабилизаторы. В качестве стабилизатора служит уксусная кислота.

Продукты взаимодействия кислоты с породой при освоении скважины должны быть удалены из пласта. Для облегчения этого процесса в кислоту при ее подготовке добавляют вещества, которые называются интенсификаторами. Это поверхностно-активные вещества, снижающие поверхностное натяжение продуктов реакции. Адсорбируясь на стенках поровых каналов, внтенсификаторы облегчают отделение от породы воды и улучшают условия смачивания пород нефтью, что облегчает удаление продуктов реакции из пласта.

В скважинах, в которых снижается производительность из-за отложений в призабойной зоне парафиновых или асфальто-смолистых веществ, кислотная обработка будет более эффективной, если забой предварительно подогреть, чтобы расплавить эти вещества..

Термокислотная обработка - процесс комбинированный: в первой фазе его осуществляется тепловая (термохимическая) обработка забоя скважины раствором горячей соляной кислоты, при котором нагревание этого раствора производится за счет теплового эффекта экзотермической реакции между кислотой и каким-либо веществом; во второй фазе термокислотной обработки, следующей без перерыва за первой, производится обычная кислотная обработка.

Сущность гидравлического разрыва пласта состоит в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое скважин жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают отсортированный крупнозернистый песок для того, чтобы не дать трещине сомкнуться после снятия давления.

Образованные в пласте трещины или открывающиеся и расширившиеся, соединяясь с другими, становятся проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров.

Образовавшиеся в породе трещины шириной 1-2 мм, заполненные крупнозернистым песком, обладают значительной проницаемостью.

Дебиты скважин после гидроразрыва пласта (ГРП) часто увеличиваются в несколько раз. Операция ГРП состоит из следующих последовательно проводимых этапов: 1) закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин; 2) закачка жидкости-песконосителя; 3) закачка жидкости для продав-ливания песка в трещины.

Обычно при ГРП в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя применяют одну и ту же жидкость. Поэтому для упрощения терминологии обычно эти жидкости называются жидкостями разрыва.

Жидкости разрыва в основном применяют двух видов: 1) углеводородные жидкости и 2) водные растворы. Иногда используют водонефтяные и нефтекислотные эмульсии.

Углеводородные жидкости применяют в нефтяных скважинах. К ним относятся сырая нефть повышенной вязкости; мазут или его смесь с нефтями; дизельное топливо или сырая нефть, загущенные нефтяными мылами.

Водные растворы применяют в нагнетательных скважинах. К ним относятся вода; водный раствор сульфит-спиртовой барды; растворы соляной кислоты; вода, загущенная различными реагентами; загущенные растворы соляной кислоты.

При выборе жидкости разрыва в основном учитывают такие параметры, как вязкость, фильтруемость и способность удерживать зерна песка во взвешенном состоянии.

Так как при незначительной вязкости для достижения давления разрыва требуется закачка в пласт большого объема жидкости, необходимо использовать несколько одновременно работающих насосных агрегатовПесок для заполнения трещин при ГРП должен удовлетворять следующим требованиям: 1) иметь высокую механическую прочность, чтобы образовывать надежные песчаные подушки в трещинах, и не разрушаться под действием веса пород; 2) сохранять высокую проницаемость. Таким является крупнозернистый, хорошо окатанный и однородный по гранулометрическому составу кварцевый песок с размером зерен от 0,5 до 1,0 мм.

Технология гидроразрыва пласта состоит в следующем. Вначале забой скважины очищают от песка и глины и отмывают стенки от загрязняющих отложений. Иногда перед ГРП целесообразно проводить соляно-кислот-ную обработку или дополнительную перфорацию. В таких случаях снижается давление разрыва и повышается его эффективность.

Метод гидропескоструйной перфорации основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта . При гидропескоструйной перфорации применяют то же наземное оборудование, что и для гидравлического разрыва пласта: насосные агрегаты, пескосмесительные машины и др.

studfiles.net

Производительность - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Производительность - скважина

Cтраница 1

Производительность скважины измеряется двумя вибрационными массовыми расходомерами 5, рассчитанными на различные пределы измерений.  [2]

Производительность скважин оперативно контролируют двумя методами: измерением и контролем расхода фазы скважинного потока. Между этими двумя методами имеется принципиальная разница. Отсчет измеряемой величины ведется в единицах этой величины; при контроле же отсчет ведется в условных единицах, которые соответствуют номеру интервала между ближайшими делениями шкалы.  [3]

Производительность скважины, эксплуатируемой по этому способу, составляет 30 - 60 мя / час и более.  [4]

Производительность скважины, эксплуатируемой по этому способу, составляет 30 - 60 м3 / час и более.  [5]

Производительность скважин и залежи в целом определяется комплексным параметром к - h / ц, называемым гидропроводностью. Существенное влияние на производительность оказывает также и прерывистость пластов. Влияние этого фактора, приводящего к уменьшению де-битов, тем больше, чем реже сетка скважин и больше расстояние от линии нагнетания до эксплуатационных скважин.  [6]

Производительность скважин может быть увеличена при повышении проницаемости пород призабойной зоны. Этого можно достичь путем искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления грязи, смол, парафинов со стенок норовых каналов.  [7]

Производительность скважин измеряется добычей из них нефти в единицу времени, за которую практически принимаются сутки или месяц.  [8]

Производительность скважин во многом определяется природными данными пласта или месторождения. Вместе с тем в настоящее время широко применяют прогрессивные методы разработки нефтяных и газовых месторождений с поддержанием пластовых давлений. При этом применяют научно обоснованную, наиболее эффективную в каждом отдельном случае систему разработки по заранее составленному проекту, обеспечивающему наиболее полное извлечение запасов и повышение уровня добычи нефти при минимальных затратах.  [9]

Производительность скважин измеряется добычей из них продукции в единицу времени.  [10]

Производительность скважин во многом определяется природными данными пласта или месторождения. Вместе с тем в настоящее время широко применяют прогрессивные методы разработки нефтяных и газовых месторождений с поддержанием пластовых давлений. При этом применяют научно обоснованную, наиболее эффективную в каждом отдельном случае систему разработки по заранее составленному проекту, обеспечивающему наиболее полное извлечение запасов и повышение уровня ее добычи при минимальных затратах.  [11]

Производительность скважины, оборудованной насосом, определяется по водомеру или расходомеру, установленному на напорной линии. Динамический уровень воды в скважине измеряют периодически одним из способов, описанных выше; статический уровень воды измеряют теми же методами во время остановок работы скважины.  [12]

Производительность скважины, оборудованной насосом, определяют по водомеру или расходомеру, установленному на напорной линии.  [13]

Производительность скважин определяют пробными откачками или путем расчета.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Производительность - нефтяная скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Производительность - нефтяная скважина

Cтраница 3

Автор полагает, что книга будет полезна промысловым инженерам и сотрудникам научно-исследовательских институтов как первая попытка осветить природу и механизм явлений, оказывающих существенное влияние на производительность нефтяных скважин, с позиций физико-химии.  [31]

Требования к точности измерения расхода газонасыщенной нефти, поступающей непосредственно из скважин. Поскольку производительность нефтяных скважин но нефти ( жидкости) представляет собой одну из важнейших характеристик, значительная часть технических средств и затрат систем автоматизации нефте-газосбора приходится на системы измерения производительности скважин. Известно, что затраты на измерение в основном определяются требуемой точностью результата. Вопросу установления требуемой точности измерения расхода газонасыщенной нефти в последние годы посвящено ряд работ. Разные исследователи выбирают различные исходные позиции для определения этой величины. В специальной литературе по проблемам измерения [ 28, 291 все большее распространение находят методы, в основе которых лежат экономические критерии определения требуемой точности измерения.  [32]

Требования к точности измерения расхода газонасыщенной нефти, поступающей непосредственно из скважин. Поскольку производительность нефтяных скважин по нефти ( жидкости) представляет собой одну из важнейших характеристик, значительная часть технических средств и затрат систем автоматизации нсфте-газосбора приходится на системы измерения производительности скважин. Известно, что затраты на измерение в основном определяются требуемой точностью результата. Вопросу установления требуемой точности измерения расхода газонасыщенной нефти в последние годы посвящено ряд работ. Разные исследователи выбирают различные исходные позиции для определения этой величины. В специальной литературе по проблемам измерения [28, 29] все большее распространение находят методы, в основе которых лежат экономические критерии определения требуемой точности измерения. Непосредственное использование таких методов для установления требуемой точности измерения расхода газона-ыщенной нефти в системе оперативного управления приводит к выводам о необходимости измерения расхода различных скважин с разной точностью, причем для одной и той же скважины по мере измерения ее производительности требования к точности могут изменяться.  [33]

Решению этого вопроса может способствовать повышение эффективности управлеьия процессом разработки нефтяных месторождений и добычи нефти. Изучение траекторий изменения производительности нефтяных скважин указывает на то, что на режимы их работы существенно влияют состояние и поведение других скважин этого месторождения. В результате этого производительность многих скважин меняется непрерывно, причем ее колебания от среднего значения в интервале времени, где это среднее сохраняется, достигает нескольких десятков процентов. Такое поведение этого показателя служит признаком низкого качества управления и почти непрерывного изменения направлений движений потоков нефти на многих участках пласта.  [34]

Решению этого вопроса может способствовать повышение эффективности управлевия процессом разработки нефтяных месторождений и добычи нефти. Изучение траекторий изменения производительности нефтяных скважин указывает на то, что на режимы их работы существенно влияют состояние и поведение других скважин этого месторождения. В результате этого производительность многих скважин меняется непрерывно, причем ее колебания от среднего значения в интервале времени, где это среднее сохраняется, достигает нескольких десятков процентов. Такое поведение этого показателя служит признаком низкого качества управления и почти непрерывного изменения направлений движений потоков нефти на многих участках пласта.  [35]

Количество нагнетательных скважин как при законтурном, так и при внутриконтурном заводнении при известном объеме закачки зависит от приемистости каждой скважины при данной величине давления нагнетания. Приемистость нагнетательной скважины определяется коэффициентом приемистости, так же как производительность нефтяной скважины определяется коэффициентом продуктивности. Максимальное давление нагнетания определяется типом имеющегося насосного оборудования.  [36]

Число нагнетательных скважин как при законтурном, так и при внутриконтурном заводнении при известном объеме закачки зависит от поглотительной способности каждой скважины при данной величине давления нагнетания. Поглотительная способность нагнетательной скважины определяется коэффициентом приемистости, так же как производительность нефтяной скважины определяется коэффициентом продуктивности.  [37]

Анализ работы нефтяных скважин, пробуренных на пласты с указанной характеристикой коллекторов, позволяет допустить, что приток жидкости к забоям скважин сопровождается постепенным заилением призабойной зоны. В результате этого часть сквозных поровых каналов может быть значительно сужена или совершенно закупорена, что вызовет снижение производительности нефтяных скважин. В скважинах, дающих чистую нефть, процесс заиления может происходить очень медленно, а в иных случаях этого явления может и не быть. Когда же в продукции скважины содержится вода, то заиление норового пространства призабойной зоны будет происходить более интенсивно. Объясняется это тем, что глинистые частицы под влиянием воды постепенно разрушаются, часть из них в процессе продвижения жидкости к забоям скважин или во время перерыва в их работе оседает на внутренних стенках поровых каналов.  [38]

Кроме убедительной простоты и наглядности, гипотеза Н. А. Шило привлекает еще и тем, что дает возможность заглянуть в будущее уникального моря. Для этого достаточно иметь сеть скважин с соответствующими датчиками и автоматическими регистраторами, следящими за состоянием водонасыщенных подземных толщ. Попутно можно прогнозировать и производительность нефтяных скважин: сжатие пластов будет сопровождаться повышением добычи, а растяжение ее уменьшает.  [39]

Изучена связь неопределенности массы жидких частей пробок потока, длительности измерения расхода и его точности. Исследована неравномерность распределения для соотношений жидкой и газовой фаз газонасыщенной жидкости по сечению трубопровода ( канала) и показано ее влияние на погрешность преобразования расхода; кроме того, установлено, что из-за существенной неравномерности этого соотношения при измерении расхода газонасыщенной жидкости в преобразование расхода должен вовлекаться весь ее поток, протекающий через сечение. Оценена требуемая точность результата измерения производительности нефтяных скважин по нефти при оперативном учете.  [40]

Предложенные в этой работе формулы для среднего дебита, по данным исследования пробуренных скважин, достаточно точны и могут использоваться при определении потребного числа добывающих скважин, суммарных отборов газа и динамики среднего пластового давления. В условиях большой неоднородности пласта эта методика нуждается в уточнении с учетом разнодебитности. Этому вопросу после 1970 г. исследователи уделяют все большее внимание. И на основе этого М. М. Саттаровым предложен метод расчета производительности разнодебитных нефтяных скважин, близкий по своей постановке. В исследованиях Г. Е. Гарбера, С. В. Герчикова, И. Г. Журавлева, И. А. Леонтьева рекомендуются методы учета разнодебитности скважин для оценки надежности работы промысла и обоснования числа резервных скважин. Аналогичные исследования проведены В. Т. Германом, А. Д. Компанейцем для условий сложившейся системы разработки тазового ( или нефтяного) месторождения.  [41]

Автором предложены, разработаны и запатентованы нетрадиционные способы определения производительности скважин на нефтегазовых месторождениях. По скорости прироста давления по начальному участку кривой восстановления давления в скважине определяют дебит газа и жидкости, поступившей из пласта. Газовый фактор определяют по градиенту давления флюида в стволе скважины. На основании выявленных закономерностей разработаны программы расчета дебита и газового фактора скважин. По результатам 1174 глубинных замеров определены производительность нефтяных скважин и ее изменение во времени на Уренгойском НГКМ. Также определены дебиты газа нескольких газоконденсатных скважина на Уренгойском, Ямбургском и Заполярном месторождениях по результатам более чем 40 регистрации КВД на устье скважины после ее закрытия.  [42]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru


.