А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Продукція - видобувна свердловина

Продукція видобувних свердловин, крім нафти (щільністю - 843 кг /м3 і в'язкістю - 6.8 мПа с) і води (щільністю - 1144 кг /м3 і в'язкістю - 114 мПа с), містить сірководень в кількості до 074% травні.

Типові характеристики. Продукція видобувних свердловин містить нафту, солону, воду, вільний і розчинений газ, агресивні компоненти. Під час відкачування таких середовищ характеристики ЕЦН змінюються в залежності від в'язкості, газосодержания та інших фізико-хімічних властивостей суміші. Розроблені методики підбору ЕЦН до свердловин враховують вплив цих факторів на характеристику насоса.

Продукція видобувних свердловин крім нафти, газу або конденсату завжди містить воду.

Обводненість продукції видобувних свердловин швидко досягає граничних значень, при яких експлуатація свердловин стає нерентабельною. Основна маса витісняє агента фільтрується до свердловин по окремим промитим зонам, що зменшує охоплення пластів заводнением, а коефіцієнт нафтовіддачі при цьому не перевищує 0 3 - 0 5 від балансових запасів.

Обводненість продукції видобувних свердловин зазвичай визначається лабораторним шляхом по пробам рідини, які відбираються з викидних ліній або мірних ємностей. Підвищення показності проб досягається шляхом установки пробовідбірних кранів на вертикальних ділянках викидних ліній і збільшенням числа одночасно відібраних проб. Найбільш надійні середні значення обводнення за порівняно тривалий проміжок часу (місяць, квартал) можуть бути отримані в результаті статистичної обробки значного числа визначень.

Сольовий склад води, що проводиться. Аналіз продукції видобувних свердловин на вміст компонентів міцелярного розчину і поліакриламіду проводився для отримання даних про стадії проходження процесу міцелярно-полімер-ного впливу в зонах пласта, дреніруемих кожної зі свердловин.

проби продукції видобувних свердловин відбирають перед початком зазначених досліджень. Проба пластових флюїдів відбирається або з порожнини свердловини (свердловинними пробовідбірниками), або на гирлі. Проби нафти відбирають в стандартні контейнери, води - в поліетиленові каністри місткістю від 0 5 до 3 л або в будь-яку подібну тару. Проби газу відбирають в спеціальні гумові балони або бутлі. Періодичність відбору проб і число контрольних видобувних і нагнітальних свердловин визначається планом робіт і технологічної картою впровадження методу ПНО, але не менше одного разу на квартал.

Обводненість продукції видобувних свердловин швидко досягає граничних значень (95 - 98%), при яких експлу-атацця свердловин стає нерентабельною, при цьому коефіцієнт нафтовіддачі залишається низьким.

З продукцією видобувних свердловин з пласта вилучено 52 5% від закачаного індикатора. За час досліджень з моменту закачування індикатора на момент вилучення через видобувні свердловини 52 5% тритію в нагнетательную свердловину було закачано 106173 м3 води. За даними індикаторних досліджень, охоплення пласта активної фільтрацією закачиваемой води становить 55741 м3 що становить 52 5% норовить обсягу ділянки.

Визначення обводнення продукції видобувних свердловин проводиться шляхом лабораторного аналізу проб рідини, що відбираються на викидних лініях з Скажінние. Частота і кількість відібраних проб встановлюється для кожного нафтового промислу дослідним шляхом і регламентується затвердженим обов'язковим комплексом досліджень з контролю розробки.

Визначення обводнення продукції видобувних свердловин проводиться шляхом лабораторного аналізу проб рідини, що відбираються на викидних лініях з Скажінние. Частота і кількість відібраних проб встановлюється для кожного нафтового промислу дослідним шляхом і регламентується затвердженим обов'язковим комплексом досліджень до контролю розробки.

Система збору продукції видобувних свердловин, сепарації, відстою і відділення води, а також виміру газу, нафти і води розташована на одному майданчику. Продукцію періодично вивозять на переробні установки автотраспортом. Всі комунікації, паропровід, продуктопровід від видобувних свердловин і засоби телемеханіки проходять по одній трасі.

Нейтралізація сірководню в продукції видобувних свердловин /З.Г.Мурзагільдін, К.Р.Нізамов, Н.В.Пестрецов, А.А.Калімуллін //нафтопромислове справу.

Наявність сірководню в продукції видобувних свердловин зумовлює значне зниження надійності підземного і наземного обладнання, комунікацій системи збору, підготовки нафти і води.

В процесі експлуатації продукція видобувних свердловин, природно, обводняется, причому до кінця експлуатації свердловин видобуваються величезні обсяги води. В процесі розробки родовища технологи прагнуть зменшити ці обсяги, проводячи різні геолого-технічні заходи. Тому необхідно постійно стежити за процесом обводнення кожної свердловини. Для цих цілей призначений документ, який називається шахової обводнення свердловини, де по роках, місяцях і днях фіксуються обводненість продукції і дата виміру.

Наявність сірководню в продукції видобувних свердловин створює проблеми в нафтогазовидобувному комплексі.

Джерела водопроявів в продукції видобувних свердловин - це закачується в нагнітальні свердловини пластові води.

Видалення сірководню з продукції видобувних свердловин дозволяє зменшити або запобігти розвитку сірководневої корозії і утворенню відкладень сульфіду заліза в нафтопромислового обладнання.

Нейтралізація сірководню в продукції видобувних свердловин //нафтопромислове справу.

Різноманітна картина обводнення продукції видобувних свердловин обумовлена особливостями переміщення ВНК і фронту закачиваемой води по пластах, на які розчленований горизонт Д1 (відрізняється складною геологічною будовою. Він являє собою сукупність чергуються різних по товщині і відносного розташуванню в розрізі проникних і непроникних прошарків. Йому притаманна значна фа-соціальна мінливість. Пласти пісковиків великої товщини частина на відстані 500 м і менше переходять в аргіліти.

Спостерігається зменшення обводнення продукції видобувних свердловин і, отже, зростання середньодобових Дебі-тов по нафті після закачування в пласт Гелеобразующіе композиції. Очевидно, це служить підтвердженням механізму гелі-освіти в пласті і пов'язане з перерозподілом нагнітається води за окремими пропласткам неоднорідних пластів, виникненням нових ліній струму і залученням в більш активну розробку малопроникних пропластков, що мають більш високу нефтенасищенность, ніж високопроніцаемие і добре промиті водою прошарки.

Визначення ступеня обводнення продукції видобувних свердловин є однією з базових інформаційних завдань розробки нафтових родовищ. Ще тридцять ЛЕГ назад автори статш[1]зробили висновок, що існуючими усть пробовідбірниками відбирається випадкова проба, яка по мнотім причин може не відповідати істинної видобутку нафти і води. Така ситуація збереглася до сьогоднішнього дня го більшості нафтовидобувних підприємств, і знаходження універсального рішення цієї пробледи неможливо найближчим часом, через фінансову скруту нафтових компаній.

Аналіз динаміки обводнення продукції видобувних свердловин дослідних ділянок скв.

Поява водної фази в продукції видобувних свердловин за рахунок закачиваемой через нагнітальні свердловини води і припливу пластових вод є закономірним процесом.

У міру загального зростання обводнення продукції видобувних свердловин і зниження кількості закачиваемой циклічно води ефективність процесу зменшилася. До кінця 1980 р циклічна закачування на Долинському родовищі припинено. На Північно-Долинському родовищі циклічна закачування води розпочато в 1974 р і триває з отриманням додаткового видобутку нафти.

На відміну від фазового складу безводної продукції видобувних свердловин обводнення продукція містить ще одну фазу - водну.

Для визначення частки тюменського газу в продукції видобувних свердловин (а) і коефіцієнта охоплення пласта закачаним Тюменський газом (Рош) фахівцями ВНИИГАЗа і СеверНІПІгаза за участю автора були розроблені описані нижче розрахункові методики.

Таким чином, виявлення сульфокислот в продукції видобувних свердловин і зростання вмісту сірки в цілому практично неможливо пояснити ніякими іншими причинами, крім техногенних. Дана обставина вимагає додаткової обробки нафти при товарній підготовці. З огляду на, що ароматичні сірковмісні компоненти нафти сульфируют сірчаною кислотою зі значно більшою швидкістю, ніж всі інші компоненти нафти, можна припустити, що обробка нафти водним розчином лугу сприятиме переходу з нафти в воду значної частини сероорганікі, представленої сульфовані сероорганических поліциклічними сполуками.

Для визначення частки тюменського газу в продукції видобувних свердловин (а) і коефіцієнта охоплення пласта закачаним Тюменський газом (рох) фахівцями ВНИИГАЗа і СеверНІПІгаза були розроблені описані нижче розрахункові методики.

Показники видобутку проміжних вуглеводнів С2 4 по роках експлуатації свердловин в хід закачування сухого газу. при прокачуванні сухого газу середній склад продукції видобувних свердловин практично не змінюється до моменту закачування газу в обсязі приблизно 1 5 обсягів пір зони впливу.

Метод заснований на тісному зв'язку обводнення продукції видобувних свердловин після короткочасних зупинок при прояві аномально-в'язких властивостей тіксотропноі нафти в області дренування.

Вплив рН стічної води НГВУ Аксаковнефть на швидкість корозії Ст. 3. У нафтопромислової практиці вводять ПАР в продукцію видобувних свердловин для зниження в'язкості і, отже, для зниження гідравлічних опорів при транспортуванні емульсій; застосовують ПАР при обробці привибійну зон видобувних свердловин для збільшення коефіцієнта продуктивності і для зниження обводнення продукції, що видобувається. Хімічні реагенти застосовують для запобігання і видалення опадів солей і парафіну, для внутрішньотрубної деемульсаціі нафти. Неіонний-тенние ПАР знаходять застосування для поліпшення технологічних властивостей нефтевитесняющіх агентів в системі заводнення нафтових пластів.

Родовище Жанажол характеризується тим, що в продукції видобувних свердловин міститься до 6% сірководню.

Ефект від впливу контролювався по зміні складу продукції видобувних свердловин і, як зазвичай, проявлявся на 7 - 15 день від початку впливу.

Вирівнювання профілю прийомистості нагнітальних і зменшення обводнення продукції видобувних свердловин може бути досягнуто за рахунок проведення гідроізоляційних робіт важливе значення має інформація про ступінь пошаровим фазових проникностей нафти і води. Оскільки часто дані промислових досліджень профілів прийомистості і припливу відсутні, то при прийнятті рішень про проведення цих робіт важливе значення має інформація про ступінь пошаровим неоднорідності пласта. Так, якщо проникності окремих прошарків близькі, то проведення гідроізоляційних робіт у видобувній свердловині недоцільно і для зменшення обводнення продукції цієї свердловини можуть бути рекомендовані заходи щодо збільшення фазової проникності нафти. У зв'язку з цим розглянемо деякі критерії, що визначають ступінь неоднорідності пласта.

У роботі представлені характерні криві зміни обводнення продукції видобувних свердловин досвідчених вогнищ. Аналіз динаміки обводнення, виконаний з початку розробки, дозволив виявити ряд особливостей. Період безводної експлуатації практично всіх свердловин порівняно невеликий, і безводна видобуток нафти становить невелику частку від загального видобутку нафти на досліджуваному об'єкті. Слід зазначити, що на різних стадіях обводнення продукції, що видобувається темп його зростання різний. Так, порівняно швидко досягається обводненість продукції свердловин до 80%, далі зростання обводнення істотно знижується, і навіть стабілізується на певному значенні і роками не змінюється.

Проведений аналіз динаміки фактичних значень компонентних співвідношень в продукції видобувних свердловин показує, що в умовах натурного пласта, що містить газоконденсатную суміш, зміни цих параметрів визначаються обсягами сухого газу, прокачаного через пористе середовище.

Пластові води нафтових родовищ це невід'ємна складова частина продукції видобувних свердловин, яка обумовлює значну частку ускладнень при видобутку і підготовки нафти на промислах.

Графік розподілу початкових ординат. В таких умовах розробки часто відбувається повне обводнення продукції видобувних свердловин і їх відключення при витягуванні її запасах нафти з пласта. Тому проблема продовження терміну служби цих свердловин вельми актуальна, так як її рішення безпосередньо пов'язане з підвищенням нафтовіддачі.

В результаті закачування води по високопроніцаемого пропласткам передчасно обводняется продукція видобувних свердловин, при цьому нізкопроніцаемие зони нафтового колектора залишаються неохопленими витісненням. Таким чином, проблема зводиться до розробки ефективних заходів, які дозволили б знизити інтенсивний рух води в промитих зонах продуктивного пласта і залучити в процес витіснення неохоплених раніше нізкопроніцаемие, застійні зони.

Найбільша зміна в'язкості нафти по площі спостерігається при ступеня обводнення продукції видобувних свердловин більше 80 - 85% і пластова вода - високомінералізованих.

Заводнення неоднорідних нафтових пластів супроводжується ранньої і швидко прогресуючою обводненностью продукції видобувних свердловин. Суть методу полягає в послідовній закачування оторочек розчину полімеру і агента, що зшиває, що призводить до утворення гелю глибоко в пласті і блокування основних водопроврдящіх шляхів. Зазвичай в пласти закачується полиакриламид, а в якості агента, що зшиває - розчини солей хрому. Іони хрому прикріплюються до ланцюжків полімеру і зшивають ланцюжка між собою, утворюючи гелеві агрегати (кластери) різних розмірів, які можуть утримуватися в звуженнях поро-вих каналів. Крім того, іони хрому зшивають гелеві кластери з молекулами полімеру, адсорбованого на пористому тілі. Все це призводить до зміни динамічної пористості і проникності. Надалі агрегати зшиваються між собою і в кінці кінців можуть утворити нескінченний гелевий кластер.

Заводнення неоднорідних нафтових пластів супроводжується ранньої і швидко прогресуючою обводненностью продукції видобувних свердловин. При цьому на пізній стадія розробки родовищ спостерігається утворення великих промитих зон, якi характеризуються відносно високою проникністю, за якими фільтрується основна маса закачиваемой води, без помітного збитку на вироблення слабопроницаемих ПРОПЛАСТ-ков.

Розглядаються чотири групи інженерних розрахунків, пов'язаних з процесом підйому продукції нафтових видобувних свердловин від пласта до поверхні.

Розглянемо задачу оптимального проектування трубопровідних мереж, призначених для внутрішньопромислового транспортування продукції видобувних свердловин через ряд проміжних технологічних об'єктів до промислових збірних пунктів, де здійснюється остаточне доведення продукції свердловин і її здача.

Тиск і температура в шарі, свердловині і в системі збору продукції видобувних свердловин безперервно змінюються, що супроводжується фазовими перетвореннями: розгазування нафти, кристалізацією парафіну, випаданням солей в складних гідродинамічних умовах.

Кандидатом фізико-математичних наук Н. Н. Хазіева розроблена мобільна установка Квант для кількісного визначення продукції видобувних свердловин. Вона дозволяє визначити продуктивність свердловини за фазами (нафта, вода, газ) і пройшла промислові випробування в НГВУ АНК Башнефть з позитивною оцінкою їх результатів.