- •124. Предварительный сброс пластовых вод.
- •125. Подготовка вод системы ппд методом отстаивания и фильтрации.
- •126. Подготовка сточных вод методом флотации и озонирования.
- •127. Схема принципы работы установок комплексной подготовки сточных вод на промыслах.
- •128. Конструкции нагнетат.Скв.Особ-ти перевода нефт.Скв. В нагнет-ые.
- •129. Технологии освоения и оценка качества работ по вскрытию пластов и освоению нагнетательных скважин.
- •130. Характеристика наземного и подземного оборудования нагнетательных скважин.
- •131. Выбор режима работы нагнетательных скважин.
- •132. Цели, задачи и технологии проведения гд исследований нагнетательных скважин
- •133.Технологии исследования нагнетательных скважин на установившихся и неустановившихся режимах работы.
- •134 Термометрические исследования скважин. Снятие профиля приемистости нагнетательных скважин.
- •135 Распределение давления и температуры в стволе действующей и остановленной нагнетательной скважины.
- •136 Одновременно-раздельная закачка вод в несколько продуктивных пластов.
- •137 Классификация методов восстановления приемистости скважин.
- •138. Воздействие на пзп наг-х скв-н по технологии излива ж-ти, кислотными, тепловыми и химическими обработками.
- •139 Гидравлический разрыв пласта в нагнетательных скважинах.
- •140. Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скв.
- •141 Классификация и применяемое оборудование насосных систем (кнс) систем ппд
- •142. Выбор режима работы кнс
- •143 Конструкция скв, режимы газовых скв.
- •144. Факторы, влияющие на производительность газовых скважин
- •145. Исследования газ-х скв на установившихся и неустановившихся режимах работы
- •146. Особенности расчета распределения давления и темп-ры по стволу газ-й скв.
- •147. Классификация и описание методов обр-ки пзп в газ-х скв.
- •148. Системы промыслового сбора природного газа
- •149. Промысл-я подг-ка газа
145. Исследования газ-х скв на установившихся и неустановившихся режимах работы
Исл-ние СКВ-н при стац-х режимах ф-и, часто назыв методом установив отборов, базир-я па связи между установившимися забойными (устьевыми) Р и Q газа на различных режимах и позволяет определить следующее: зависимость дебита газа от депрессии на пласт и давления на устье; изменение забойного и устьевого давлений и температур от дебита скважин;оптимальные рабочие дебиты газа и причины их ограничений;уравнение притока газа к забою скважины; эффективность таких рсмонтно-профилактических работ, как интенсификация, крепление призабойной зоны, дополнительная перфорация, замена фонтанных труб и др. Уравнение притока. Q=(ρπkh(Pпл2-Рзаб2)/(Р0μlnRк/Rc)
Уравнение притока газа к забою скважиныD р2= р2пл – р2з =аQ+bQ2, характеризующее зависимость потерь давления в пласте от дебита газа – уравнение параболы (рис.3.3, кр.1), называемой индикаторной кривой. В уравнении (3.1): рпл и рз - пластовое и забойное давления; а и b - коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пористой среды и конструкции забоя скважины; Q - дебит газа в тыс.м3/сут (при атм-м Р и Тст).Коэффициенты фильтрационных сопротивлений a, b. К= ρπkh/ Р0μlnRк/Rc -продуктивность
Зависимость Dр2пл от Q не линейна (рис.3.3, кр. 1), поэтому её линеаризуют путем деления на Q. Т.о. по результатам испытания для каждого режима вычисляют Dр2пз / Q, полученные значения наносят на график (рис.3.3, кр.2), через нанесённые точки проводят прямую. Значения коэффициента a определяют по отрезку, отсекаемому этой прямой на оси ординат, а значение b - как тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс. Коэффициенты а и b можно вычислить по методу наименьших квадратов..
НУР: Виды исследований. Исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации заключаются в снятиии и обработке кривых:
нарастания (восстановления) забойного давления (КВД) после остановки скважины; стабилизации давления и дебита (КСД) после пуска скважины; перераспределения давления при постоянном дебите и дебита при постоянном забойном давлении; перераспределении давления в реагирующих скважинах при пуске или остановке возмущающей скважины (прослушивание скважины); изменение дебита и давления при эксплуатации скважины.Параметры, определяемые с помощью нестационарных методов - проводимостьkh= kh/m и проницаемость k не только призабойной зоны, но и удаленных от скважины участков пласта; пьезопроводность k= kpпл/(mmпл); пористость m или произведение эффективной мощности на пористость; зоны с резко выраженной неоднородностью пласта( наличие экранов или зон цхудшенной проводимости); условия работы скважины, пластовое давление и т.д.
Скважину подключают к газопроводу или газ выпускают в атмосферу (если скважина перед этим была закрыта), регистрируя при этом изменение давления на головке, в затрубном пространстве и измерителе дебита. После достижения стабилизации скважину закрывают и снимают кривую изменения нарастания давления на головке и в затрубном пространстве в зависимости от времени.
Забойное Р оп-ют по давлению на устье расчетным путём, но предпочтительнее снимать кривые нарастания забойного давления с помощью дифференциальных, глубинных манометров. Снятие КВД на забое предпочтительно во всех случаях, особенно в высокодебитных скважинах, работающих с малыми депрессиями и вскрывающих пласт с высокой температурой.
Сначала находят kh/m, потом k/m, потом χ