WCT - tăiat apă sau în apa noastră
Și mai sus este posibilă lupta, pur și simplu, în cazul general, eficiența separatoarelor de gaze din ESP scade odată cu creșterea ratei de producție, deoarece viteza lichidului de-a lungul separatorului crește.
Rasty, probabil a auzit (lucrează) despre separatorul-dispersant Novometovsky GDN - un lucru foarte bun.
Din străinătate am auzit despre Advanced Gas Handler (Schlumberger), în măsura în care am înțeles, acest dispozitiv este yavl. un fel de dispozitiv de dispersie care distruge bule mari de gaz și omogenizează amestecul. Experiența personală de utilizare nu este prezentă. Centrilift oferă de asemenea un sistem GasMaster. Din păcate, nu există nici o experiență cu ea. Dacă cineva ar lucra cu acest echipament, ar fi interesant să se cunoască (o piatră în grădina de legume a TNK.
Ei bine, și totuși unitatea de slom - Poseidon. Ei spun că pot pompa cel puțin 99% din gaz. În Rusia, astfel de pompe nu sunt folosite, în opinia mea, deoarece sunt costisitoare.
Poseidon (2 sau 3 unități) a fost utilizat în Buzuluk (Orenburgneft, TNK-BP). Se pare că a dat un rezultat bun. Factorul de gaze este de până la 800. Nu mă înșel.
toate întrebările cu privire la posesidonii lui Rostofsky.
el este cel care a făcut adderul să le folosească în TNK-BP :-D
experiența în aplicații este foarte reușită.
Dacă este necesar, se pot face modificări la proiectul de dezvoltare. Această cifră, dacă există în proiect, atunci cel mai probabil din plafon.
Din cauza a ce?
1. Formarea unui pachet de gaz liber în FSP? Și ce? El a format, și va pleca de la PZP într-un chink. Dacă, desigur, Pn> Pnas.
2. Creșterea vâscozității uleiului datorită pierderii componentelor luminoase? Este puțin probabil ca acest lucru să ducă la astfel de consecințe grave.
Îmi explici ce fel de pachet de gaz liber este și în ce condiții se poate forma în PPP dacă vorbim de funcționarea permanentă a puțului.
Pe vâscozitatea uleiului, eu nici măcar nu vorbesc, vorbim despre epuizarea rezervorului de presiune, ca urmare a reducerii în depresie, prin urmare, productivitatea. RPL-180-RNAs 240 GF-500-1000 cel puțin două dintre Poseidon se scurge bine nu va rula frecare uscată nu merge departe. Țara o grămadă de câmpuri mediocre ruinate în încălcare clară a proiectului de dezvoltare (minim Rzab).
ce este acest pachet de gaz liber și în ce condiții se presupune că acesta poate fi format într-un PPP
1. în funcționarea puțului de producție, în formare este formată o pâlnie de depresiune.
2. Dacă Pzab <Рнас, а Рпл> Rnas, există o rază la distanță față de puțul P = Pnas. În interiorul acestei raze P <Рнас. Из нефти начинает выделяться свободный газ.
3. Gazul eliberat este inițial imobil, deoarece saturația gazelor este mai mică decât critică. Cu timpul, cantitatea de gaz liber crește la o valoare critică și gazul devine mobil.
4. Deoarece Rzab <Рпл, газ будет двигаться по направлению к забою скважины и со временем выйдет из призабойной зоны в скважину.
5. Este posibil ca o parte din gaz să se deplaseze în sus. Dar dacă Rpl va fi susținut deasupra lui Рнас, formarea unui capac de gaze nu va fi. Dacă Pm <Рнас, возможно формирование газовой шапки.
este vorba de epuizarea presiunii rezervorului
Coleg, vorbim despre presiunea BLOCK (vezi numele subiectului).
1. în funcționarea puțului de producție, în formare este formată o pâlnie de depresiune.
2. Dacă Pzab <Рнас, а Рпл> Rnas, există o rază la distanță față de puțul P = Pnas. În interiorul acestei raze P <Рнас. Из нефти начинает выделяться свободный газ.
3. Gazul eliberat este inițial imobil, deoarece saturația gazelor este mai mică decât critică. Cu timpul, cantitatea de gaz liber crește la o valoare critică și gazul devine mobil.
4. Deoarece Rzab <Рпл, газ будет двигаться по направлению к забою скважины и со временем выйдет из призабойной зоны в скважину.
5. Este posibil ca o parte din gaz să se deplaseze în sus. Dar dacă Rpl va fi susținut deasupra lui Рнас, formarea unui capac de gaze nu va fi. Dacă Pm <Рнас, возможно формирование газовой шапки.
Coleg, vorbim despre presiunea BLOCK (vezi numele subiectului).
Da, și presiunea rezervorului nu are nimic de-a face cu? acestea sunt cantitati interconectate de Pn-P3, vroiam sa spun ca, inainte de a pune presiunea in jos, este necesar sa intelegem clar consecintele acestor actiuni.
Despre Xia recuperat de gaz este foarte interesant pentru tine de a mea un pic amestecat cu dinamica unui sistem static. Pentru se pare că gazul va rămâne o mișcare de fluid va continua, apoi bang brusc și a fost un pachet de gaz a trecut de la PZP. Amintiți-vă programul institutului, acolo, de exemplu, structura fluxului de GLC. Gazul eliberat va fi mai mobil decât fluidul de formare și, prin urmare, să fie deasupra nivelului dinamic al V și va depinde de V-a (debitul) de lichid al sondei.
În opinia dvs., se pare că gazul va rămâne și mișcarea lichidului va continua
Există un parametru critic de saturație a gazului. Deci, în timp ce saturația gazului în rezervor este sub critică, gazul nu se va mișca. De îndată ce saturația gazului depășește valoarea critică, gazul va deveni mobil.
apoi brusc bangs
Nu apoi brusc, dar când saturația gazului din rezervor depășește valoarea critică.
Gazul eliberat va fi mai mobil decât fluidul de formare și, prin urmare, să fie deasupra nivelului dinamic al V și va depinde de V-a (debitul) de lichid al sondei.
Gazul eliberat se va mișca atât în sus, datorită faptului că acesta este mai ușor decât uleiul, cât și în direcția unei presiuni mai mici. În cazul nostru, în fața sacrificării. Nivelul dinamic este un subiect diferit.
Da, și presiunea rezervorului nu are nimic de-a face cu? acestea sunt cantitățile interconectate Pn-P3
Acestea sunt interdependente, dar DIFERITE parametri. Este un lucru să coborâm gaura inferioară sub nivelul de saturație, și altceva să coborâm rezervorul sub RNA.
Cu o abordare competentă, o scădere a presiunii de fund inferioară sub Rnas nu duce la o scădere a CIN.
Repet, vorbim despre presiunea de fund.
Există un parametru critic de saturație a gazului. Deci, în timp ce saturația gazului în rezervor este sub critică, gazul nu se va mișca. De îndată ce saturația gazului depășește valoarea critică, gazul va deveni mobil.
Nu apoi brusc, dar când saturația gazului din rezervor depășește valoarea critică.
Gazul eliberat se va mișca atât în sus, datorită faptului că acesta este mai ușor decât uleiul, cât și în direcția unei presiuni mai mici. În cazul nostru, în fața sacrificării. Nivelul dinamic este un subiect diferit.
Acestea sunt interdependente, dar DIFERITE parametri. Este un lucru să coborâm gaura inferioară sub nivelul de saturație, și altceva să coborâm rezervorul sub RNA.
Cu o abordare competentă, o scădere a presiunii de fund inferioară sub Rnas nu duce la o scădere a CIN.
Repet, vorbim despre presiunea de fund.
Da, un caz foarte grav nu va fi formarea unui "pachet de gaze" în PZP, formarea unui capac de gaz în formarea de la PPL<Рнас еще поверить можно, но речь идет о водонапорном режиме, что в этом конкретном случае мало вероятно.
Formularea "abordare competentă" este interesantă este ca și cum nu ar putea învăța un secret?
Dacă nu înțelegi interdependența unor parametri diferiți, atunci îmi pare rău, nu am nimic de-a face cu asta.
„După cum se dovedește că gazul va rămâne o mișcare de fluid va continua, apoi bang dintr-o dată, și ea a trecut din pachetul de gaz PZP. Gândiți-vă la programul institutului, există, de exemplu, structura de curgere GLM.“
2 sinqor
în zona de fund va fi exact "Bach" și un pachet de gaz a început să se miște.
deoarece mediul poros al rezervorului de pe conducte și bulele de gaz foarte ușor se suprapun pe porii individuali.
știu ce ETsNe diferența de debit (în cazul în care dispozitivul de lucru rateaza gaz) pompa în același timp, nu poate fi eliberat de acest gaz (cu excepția cazului în fluidul nu se mișcă la o anumită viteză, adică deasupra critică)?
"Acestea sunt cantitățile interconectate Pn-P3, am vrut să spun despre"
ai dreptate, iar gaura de fund legat parametrii de rezervor, prin valoarea factorului de piele, după cum probabil știți, pierderea de presiune în metri 1-2uh zona de jos poate fi foarte semnificativ, punctul O pe presiunea de jos poate fi de saturație mai mică și mai mare în rezervor.
De asemenea, în formarea poate exista, la o presiune de formare capac de gaz deasupra sifonului ulei tip scroll presiunea de saturație, un rezervor de apă, chiar modul funcționează de la o energie de gaz dizolvat.
2 singer
abordare competentă, în opinia mea, este de a maximiza (luând în considerare factorii enumerați la începutul filetului) pentru a reduce presiunea la fundul puțului și să mențină presiunea în rezervor deasupra balonului. În acest caz, fluxul de petrol în puț va fi maxim.
Și eu vă cer să fie mai corect pentru a dezbate, în loc de a fi nepoliticos și se toarnă clișee despre domeniu prostește distrus, descrie fizica a procesului este mai bine, așa cum se întâmplă în opinia dumneavoastră.
Da, ai dreptate nu este o țeavă, dar în termeni de mișcare (dinamica) într-un gaz poros PZP mediu în vydelyaetsya lichid uniform cu reducerea presiunii și tocmai pentru că bulele de gaz se va efectua funcția nu pistonului perfectă datorită forțelor de tensiune de suprafață (vezi mișcarea GLM în Mishchenko )
Cu ocazia unui capac de gaz, fie este inițial, fie nu este prezent, dacă nu există nici o pompare a agentului de lucru care la Rpl<Рнас то пласт либо "схлопнеться" ну не полностью конечно но пористость и проницаемость изменяться, либо образуеться газовая шапка (зависит от литологии). (КИН)
Dacă injecția este efectuată, totul va depinde de cât de exact numărate selecție de plată pentru fiecare sondă în parte (datorită neomogenitatea straturilor), efectul nu este predictibil de PDP descoperire a apei (con) până la RPL epuizare la o valoare care nu permite lichidului să efectueze selecția. (CIN)
În ceea ce privește abordarea competentă, există o opinie - prelungirea maximă a perioadei fără apă. pe sovkovoj cu siguranță, dar eu așa învățat.
Finalizați RGU? greu de citit, de neînțeles
Mishchenko nu este sursa originala.
Finalizați RGU? greu de citit, de neînțeles
Mishchenko nu este sursa originala.
Sunt pe deplin de acord cu colegul Zorg.
Voi răspunde la întrebarea adresată astfel:
1. Presiunea de fund ar trebui să fie minimă (luând în considerare acei factori pe care îi numește Zorg).
2. Presiunea rezervorului trebuie să fie mai mare decât presiunea de saturație.
3. Având în vedere acești doi indicatori, puteți găsi rata de producție potențială a unui puț la o presiune de fund inferioară presiunii de saturație.
În cazul unui debit în două faze, atunci când presiunea de fund este mai mică decât presiunea de saturație, se recomandă evaluarea potențialului sondei în conformitate cu formula lui Vogel:
qo / qmax = 1 - 0,2 (Psab / Po) - 0,8 (Pzab / Po) 2
QO
qmax =
1 - 0,2 (Pzab / Po) - 0,8 (Pzab / Po) 2
în cazul în care,
qmakh este rata de producție potențială a puțului,
qо - rata de producție curentă,
Rzab - presiunea de fund, la care se determină potențialul puțului,
Po este presiunea de saturație.
Rata de producție curentă a puțului este de 26 m3 / zi.
Presiunea de saturație este de 90 atm.
Este necesar să se determine potențialul puțului la o presiune de fund de 50 atm.
26
qmax = 40,4 m3 / zi
1 - 0,2 (50/90) - 0,8 (50/90) 2
După stabilirea ratelor de producție potențiale ale puțurilor și compararea acestora cu puțurile reale, este posibilă evidențierea măsurilor de intensificare a producției de petrol.
(Linia fracțiunii nu este prezentată.2 la sfârșitul formulelor este un pătrat)
În general, uita-te la proiectul de dezvoltare există un Rzab minim admisibil pentru fiecare strat. Dacă Rzab, de fapt, mai mică decât această cifră este teoretic posibil să se ia o licență pentru a dezvolta domeniul, și având în vedere că subsolul aparține statului ar trebui să fie cineva nipremenno închis. Reducerea presiunii la fundul puțului de puțuri de mare rp face imposibilă pentru a obține un factor de recuperare, iar cumulativ umenshaetsya de producție real, astfel încât planta, plante și produse vegetale din nou geologi.
Urmăresc acest subiect. foarte inflamat, aș dori să aud considerațiile de proiectare, cum ar fi făcute de Zorg și Yura aici, la fel ca inginerii au adunat mai degrabă decât ideologi și declarațiile de patriotism și de stat, și „plantat“ aici, în opinia mea prea (atât în sicriu văzut) în locul tuturor celor prezenți aici, Aș dori să aud o explicație specifică a ceea ce "considerente ridicate" în proiecte au indicat presiunea minimă admisibilă pentru fundul gurilor. Ei bine, sau o legătura cu literatura internă unde, fără verbiaj inutil, au fost prezentate în mod clar abordarea tehnică.
Alex Bordzilovsky scrie:
tuturor celor care s-au adunat aici, cred că aș vrea să aud explicații specifice cu privire la ce "considerații înalte" proiectelor specifică presiunea minimă admisibilă a fundului. Ei bine, sau o legătura cu literatura internă unde, fără verbiaj inutil, au fost prezentate în mod clar abordarea tehnică.
Pe câmpurile de gaze (îmi pare rău nu un petrolier), proiectele trebuie să specifice valori minime din două motive:
1) va exista un proiect de dezvoltare ulterioară
2) și chiar o examinare suplimentară a proiectelor.
privind reglementările pentru pregătirea documentației de proiect;
2. De asemenea, ați putea vedea istoricul producției în fântâni. Comparați dinamica reducerilor de apă, eșecurile IGOs, dinamica EHF în funcție de magnitudinea Pzab, raportul dintre Pzab / Rnas etc.
3. În NIPI, este posibil să se studieze miezurile pentru a determina la ce diferență de presiune începe îndepărtarea intensă a nisipului.
4. Poate că are sens să conducem modelul unei secțiuni a depozitului cu diferite Rzab-uri în eclipsă și să vedem dacă într-un fel magnitudinea presiunii de fund afectează CIN-ul. Deși, după ce am citit o ramură a designerilor de modă, am înțeles cât de departe pot fi modelele din realitate.
în opinia mea, al patrulea punct aici este inutil. tu ai citit firul designerilor de moda. iar primele trei sunt doar un mare ghid pentru acțiune
în măsura în care știu. scăderea Rzab prin metoda funcționării cu pompă adâncă în câmpurile YNG a crescut starea MX timp de 1 an jumătate
Sunt de acord cu Zorg'om. În primul rând, este necesar să se formuleze factori care să limiteze presiunea de fund. Pentru cele de mai sus, aș adăuga, eficiența inundațiilor în cazul în care apa este mai mult ulei mobil, cel mai depresssiya duce la reapariția rapidă a apei și o scădere a CIN.
După cum scrie Zorg, în cazul Pp> Pnas> Pzab în jurul valorii de foraj în formare, se formează un cerc unde presiunea este mai mică decât presiunea de saturație. Raza acestui cerc este ușor de calculat, pot împărți formula, dacă cineva este interesat. Când concentrația de gaz este critică, ea va deveni mobilă și două forțe vor acționa asupra ei: scăderea presiunii va trage spre fântână și forța lui Arhimede va crește. Este evident că în apropierea puțului va fi dominată de prima forță, și la o distanță mare de a doua. În această privință, două întrebări:
1) A întâlnit cineva o formulă care să ajute la determinarea la ce distanță începe să preia puterea lui Arhimede peste lovitura spre bine? Am o astfel de formulă, dar fără rezultate și referințe. Mă îndoiesc dacă are dreptate.
2) Dacă bulele de gaz se deplasează la o presiune mai mare, se vor dizolva din nou în ulei?
Pentru "regula" de a conecta presiunea de fund la presiunea de saturație, se pare că nu există nici o fizică. Este necesar să se ia în considerare, cel puțin, presiunea rezervorului. Dacă depășește doar puțin presiunea de saturație, atunci la Psab = 0,8 * Pna, o parte semnificativă a formării va fi sub presiunea de saturație. Dacă presiunea rezervorului este mult mai mare decât presiunea de saturație și puțul are o suprafață înaltă, acesta poate fi gaura inferioară și poate fi considerabil mai mică sub 0,8.
Articole similare
Trimiteți-le prietenilor: