Что такое депрессия газа

Что такое депрессия газа

Величину депрессии можно найти из выражения

Таким образом, чем меньше объем жидкости в затрубном пространстве, тем большая депрессия может быть создана.

По величине депрессии можно определить возможность проведения процессов с учетом прочностных характеристик обсадной колонны и выбрать максимально возможную депрессию.

Однако небольшие объемы этих сосудов не позволяют создать значительную депрессию, поэтому их использование малоэффективно.

Для создания большей депрессии на пласт применяют компрессоры или поршневание.

Глубина снижения уровня при использовании поршневания ограничена техническими характеристиками оборудования и стального каната, поэтому в глубоких скважинах не удается создать большие депрессии на пласт.

Для лучшей очистки каналов от продуктов реакции желательно создавать максимально возможные депрессии на пласты, учитывая при этом способность пластов к деформации.

В скважинах глубиной до 1500 м необходимую депрессию за короткий промежуток времени можно создать с помощью компрессорной установки УКП8-80.

Другие методы снижения уровня в скважине (свабирование, применение глубинного насоса) не могут создать необходимую депрессию на пласт в течение короткого времени.

14″ жидкости; б) снижение фазовой проницаемости в приза-бойной зоне пласта при снижении забойного давления ниже давления насыщения; в) уменьшение проницаемости пласта при снижении давления вследствие сжимаемости пород; г) изменение физических свойств жидкости при изменении давления; д) изменение рабочей мощности пласта — подключение (отключение) неработающих пропластков при увеличении , (уменьшении) депрессии.

5) для обработки кривых на графике дебит — депрессия коэффициенты А и В находят, обрабатывая данные исследования методом наименьших квадратов.

Кроме того, в результате анализа индикаторных линий можно установить необходимость мероприятий по воздействию на пласт в период испытания скважин, для того чтобы с самого начала эксплуатации скважина работала на оптимальных режимах, с минимальными депрессиями на пласт, уменьшающими расход пластовой энергии.

Пр ^ где Ар — депрессия в скважине перед ее остановкой; i — угловой коэффициент.

Для этого пускали скважину в работу с большой депрессией, закачивали в пласт на поглощение воду — связи установлено не было.

Созданием депрессии на пласт не удается извлечь весь проникший в него фильтрат.

www.dobi.oglib.ru

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Величина — допустимая депрессия

Величина допустимой депрессии в условиях разрушения газоносных пластов является определяющим фактором и колеблется в широких пределах в зависимости от прочностных свойств газоносных коллекторов. Встречаемые на практике газоносные коллекторы по прочностной характеристике настолько разнообразны, что до настоящего времени нет единой методики, позволяющей определять допустимую депрессию на пласт в условиях его разрушения. Это обстоятельство требует экспериментального определения допустимой депрессии на каждом месторождении по каждому газоносному пропластку, вскрытому отдельно или совместно с другими. [1]

Величина допустимой депрессии определяется двумя способами: 1) опытным путем на основе анализа технико-эксплуатационных данных по скважине и 2) расчетом в зависимости от устойчивости пород призабойной зоны. [3]

Следует обратить внимание на то, что величина допустимой депрессии на пласт зависит от свойств воды и газа ( нефти при наличии оторочки), положения ГВК и величины вскрытия, т.е. нижней границы интервала перфорации, от вертикальной проницаемости пласта и активности подошвенной воды. К настоящему времени предложено несколько методов для определения величин допустимых депрессий на пласт и предельных безводных дебитов скважин. Все рекомендованные к настоящему времени приближенные методы весьма отдаленно описывают физическую сущность процесса обводнения, и в абсолютном большинстве случаев прогнозируемые безводные дебиты не совпадают с фактическими дебшгамн и сроками обводнения скважин подошвенной водой. Причиной такого несовпадения является очень ц) убая схематизация процесса обводнения. Поэтому основной задачей проектировщика является оценка диапазона ожидаемых дебнтов и депрессий на пласт при наличии подошвенной воды. [4]

Следует обратить внимание на то, что величина допустимой депрессии на пласт зависит от свойств воды и газа ( нефти при наличии оторочки), положения ГВК и вскрытия, т.е. нижней границы интервала перфорации, от вертикальной проницаемости пласта и активности подошвенной воды. [6]

Причем опасность обводнения скважин даже при соблюдении величины допустимой депрессии на пласт, обусловленной наличием подошвенной воды, в процессе разработки непрерывно усиливается из-за подъема газоводяного контакта. При зафиксированной нижней границе интервала перфорации подъем ГВК требует периодического снижения допустимой депрессии на пласт. При снижении депрессии на пласт, из-за опасности обводнения и уменьшения толщины газоносного пласта, происходит практически более интенсивное снижение дебитов скважин. Эти изменения должны быть рассмотрены и учтены при прогнозировании показателей разработки. Чтобы сохранить первоначальную величину / гга — / гвс, необходимо поднять нижний интервал вскрытия до / гвс т, и тогда текущее расстояние между текущим положением ГВК hn — hBC r будет одинаковым с начальным / гга — / гвс. [7]

В целом физические основы всех методов определения величины допустимой депрессии идентичны и базируются на прочностных характеристиках горных пород. Для определения допустимой депрессии по технико-эксплуатационным данным необходимо изучить материалы эксплуатации скважины. [8]

Толщина непроницаемого экрана практически не влияет на величину допустимой депрессии на пласт и на Qnp. [9]

Так, при наличии подошвенной воды сначала устанавливается величина допустимой депрессии в зависимости от вскрытой и газоносной мощности пласта, пластового давления и плотности воды и газа на данный момент времени. Однако так как величина пластового давления, плотность воды и газа, а также положение контакта газ-вода являются переменными во времени, то устанавливаемая величина допустимой депрессии является функцией времени в процессе разработки. Изменение величины допустимой депрессии при газовом режиме пласта является линейной функцией пластового давления. Если величина депрессии установлена исходя из возможной деформации пласта, то эта величина является слабо переменной величиной во времени и ее можно сохранить постоянной достаточно длительное время. Снижение допустимой депрессии в этом случае приведет не к существенным осложнениям, а просто к некоторому изменению производительности скважин. [10]

Если горизонтальная часть ствола оборудована фонтанными трубами, то величина допустимой депрессии на пласт должна быть определена исходя из величины забойного давления у башмака фонтанных труб. [11]

На основании результатов исследования скважин и результатов опытной эксплуатации устанавливается величина предельно допустимой депрессии , которая обеспечивает разработку месторождения минимальным числом скважин. Но уменьшение депрессии позволяет продлить срок эксплуатации установок низкотемпературной сепарации газа ( необходимых для качественной обработки газа на естественном холоде), в результате чего ввод холодильных установок и промысловой дожимной компрессорной станции можно произвести позднее. [12]

Решая уравнение ( 8), находим среднюю для месторождения величину допустимой депрессии на пласт. [13]

Если горизонтальная часть ствола оборудована фонтанными трубами ( см.рис. 8.13 б), то величина допустимой депрессии на пласт должна быть определена, исходя го величины забойного давления у башмака фонтанных труб. [14]

Одним из преимуществ горизонтальных газовых скважин является слабая взаимосвязь между степенью вскрытия по толщине пласта и величиной допустимой депрессии на пласт. Как было отмечено выше, для горизонтальной скважины ее совершенство по степени вскрытия полосообразного пласта определяется не толщиной пласта, а длиной дренируемой зоны горизонтальной частью ствола. Допустимая величина депрессии на пласт, при которой дебит скважины достигает своего предельного значения, определяется положением ствола относительно ГВК. Поэтому при наличии подошвенной воды данное преимущество позволяет свести к минимуму возможность обводнения скважины путем увеличения степени вскрытия пласта ( длины горизонтального ствола) и перемещения ствола ближе к кровле с учетом регулируемой депрессии на пласт. Это позволяет повысить коэффициент газоотдачи пласта и надежность эксплуатации скважины. [15]

www.ngpedia.ru

Petroleum Engineers

Ну не совсем то, что нужно. там я так понял цифра 50 используется для расчета потенциала просто.
Я же хочу узнать, существуют ли в реальности ограничения, например, обусловленное выносом мехпримесей и т.п. И как их расчитывают.

Formation breakdown и как следствие появление мехпримесей действительно является одним из ограничений при рассчете депрессии на пласт. У нас применяется Шелловская методика, где используются данные исследования керна (TWC и UCS), данные стрессов и порового давления для расчета максимальной депрессии. Поищи «FIST studies» в инете.

Какие основные минусы низкого забойного давления? Исходя из каких соображений следует ставить ограничение сверху на величину депрессии.

Эта основная проблема на газовых месторождениях, сложенных из неустойчивых коллекторов. В результате разрушения горной породы происходит вынос частиц породы, которые играют роль абразивных элементов (типа «наждачки») и приводят в износу НКТ, оборудования и т.д. Для сеноманских залежей принимают (исходя из опыта) допустимую деперссию не более 5 атм. На самом деле расчет допустимой депрессии — сложная экономическая задача. С одной стороны, увеличивая депрессию повышаем дебит, с другой стороны — ускоряется износ оборудования и срок его службы. Есть научная теория, согласно которой порода разрушается не от превышении депрессии, а от превышении допустимого градиента давления. Я даже где-то цифры и методику расчета видел в литературе. Но на практике таких четких инструкций по ограничению депресии (именно для газовых пластов) я не встречал.

Минусы низкого забойного следующие:
1. больше затраты на добычу (насос глубже, т.е. НКТ и кабеля используется больше, насос работает, как правило, меньше, чем хотелось бы)
2. выше риск формирования конуса воды, конуса газа, подтягивания воды от нагнетательной скважины, прорыва воды сверху или снизу по заколонному перетоку
3. разгазирование нефти в призабойной зоне. Теряя газ, нефть становится более вязкой, повышается ее плотность, кроме того, из нефти могут начать выпадать твердые вещества — асфальтены, парафины
4. свободный газ, выделившийся из нефти в результате разгазирования, занимает часть пор, чем затрудняет фильтрацию нефти. Также свободный газ, поступая в скважину, препятствует нормальной работе оборудования (ЭЦН, ШГН)
5. как было отмечено выше, при низком Рзаб может начаться вынос мех примесей (частиц горных пород, слагающих продуктивный разрез). существует риск того, что мех примеси будут не выноситься, а блокировать поры коллектора
6. увеличивается риск выпадения солей в пзп
7. из-за прорывов воды (от ППД, из-за конуса или по заколонке) или газа в итоге может снизиться КИН
8. частые смены насоса (см. п.1) это лишние глушения скважины, что снижает ее продуктивность

www.petroleumengineers.ru

Ксенонотерапия при депрессии

Более ста миллионов человек в мире страдают от депрессий. По некоторым данным, это заболевание встречается у 8-10% людей. И лечить его нужно только проверенными, эффективными методами. Представляем вам инновационный метод лечения, внедренный в практику нашей клиники, — ксенонотерапию депрессии.

Лечение депрессии ксеноном в условиях нашей клиники

В ксенонотерапии при депрессии используется инертный газ ксенон, уникальные физико-химические свойства которого делают его препаратом №1 при лечении депрессии.

Особенности газа ксенона:

  • низкая токсичность, гипоаллергенность;
  • растворение в плазме клеток мозга, коры надпочечников, прохождение через клеточные мембраны;
  • благоприятное воздействие на кровоток и микроциркуляцию;
  • нормализация газового состава артериальной крови.
  • Ксенонотерапия депрессии практически не имеет противопоказаний и дает быстрый эффект (в течение нескольких минут). Ксенон — практически идеальный ингаляционный анестетик и антидепрессант. Он не вызывает привыкания, благотворно влияет на многие биологические и психические процессы. Также отметим профилактику алкоголизма и токсикомании, которые часто сопровождают запущенные случаи депрессии. В отличие от применения других лекарственных препаратов, при лечении депрессии ксеноном пациенты, проснувшись, остаются в ясном сознании, не испытывают неприятных ощущений.

    Терапевтические эффекты ксенонотерапии при депрессии:

    • снижается активность гормонов стресса, уровень тревожности;
    • уменьшаются болевые синдромы;
    • нормализуется сон;
    • повышаются настроение, работоспособность, в целом улучшается самочувствие;
    • уходят признаки депрессивного состояния.

    Курс лечения депрессии ксеноном варьируется от диагностированного состояния пациента и эффективности первых сеансов.

    Не знаете, как справиться с депрессией? Наберите +7(495) 223-65-85! Мы поможем вам!

    www.alcoclinic.ru

    Верхнепечорская депрессия — новый объект поисково-разведочных работ на нефть и газ в Пермском крае Текст научной статьи по специальности «Геология»

    Похожие темы научных работ по геологии , автор научной работы — Кривощеков С.Н.,

    Текст научной работы на тему «Верхнепечорская депрессия — новый объект поисково-разведочных работ на нефть и газ в Пермском крае»

    ВЕРХНЕПЕЧОРСКАЯ ДЕПРЕССИЯ -НОВЫЙ ОБЪЕКТ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА НЕФТЬ И ГАЗ В ПЕРМСКОМ КРАЕ

    С. Н. Кривощеков Научный руководитель — доцент И. А. Козлова

    Пермский государственный технический университет

    Выполнен анализ геолого-геофизической изученности территории южной (пермской) части Верхнепечорской депрессии. Построен схематический геологический профиль по перспективным отложениям.

    Как известно, большинство месторождений нефти и таза Пермского края находятся на поздних стадиях разработки. В связи с этим остро встает проблема поиска новых нефтегазоносных территорий. Большие перспективы в данном отношении связывают с Предуральским краевым прогибом. На территории Пермского края в нем выделяются: Юрюзано-Сылвенская депрессия, Косьвинско-Чусовская седловина, Соликамская депрессия, Колвинская седловина и Верхнепечорская депрессия. Косьвинско-Чусовская седловина и Соликамская депрессия на сегодняшний день хорошо изучены, в них обнаружено большое число месторождений УВ. Основные же перспективы связывают с Юрюзано-Сылвенской и Верхнепечорской депрессиями. Верхнепечорская депрессия находится на самом севере Пермского края, она входит в него лишь своим южным окончанием. На западе она граничит с Тиманским кряжем, на востоке — с Передовыми складками Урала, а с юга — с Колвинской седловиной. Верхнепечорская депрессия протягивается на расстояние свыше 400 км при ширине около 50 км. Депрессия имеет резко асимметричное

    строение. В современном структурном плане наиболее погруженная ее зона расположена у крутого восточного борта.

    Западная граница депрессии проведена по резкому изменению мощностей верхнепермских отложений, а также по цепочке рифовых массивов раннепермского возраста.

    Восточная граница условно проводится по фронтальным дислокациям Главного западноуральского надвига, который выходит на поверхность отложениями карбонатного ложа.

    Западный борт депрессии на всем протяжении отличается спокойным, пологим (1-5°) моноклинальным погружением в восточном направлении, лишь изредка осложненным флексурами, террасами и по данным геолого-геофизических исследований воздымается к востоку под углами: 20-30° (до 40-80°) и часто скрыт под аллохтоном передовых складок Урала.

    Изученность земель Верхнепечорской депрессии в Пределах Пермского края очень незначительна. Здесь установлены лишь нефтегазопроявления и единичные непромышленные скопления УВ. Плотность глубокого и структурного бурения крайне мала, изученность сейсморазведкой недостаточна. Сейсморазведка 3Э на территории депрессии не проводилась. Для сравнения в таблице приведены показатели изученности тектонических элементов Предуральского краевого прогиба.

    Следует отметить, что, начиная с 2000 г., значительно повысились объемы сейсморазведочных работ, направленные на изучение северных земель с целью поисков скоплений УВ.

    На сегодняшний день на территории Верхнепечорской депрессии в пределах Пермского края пробурены 66 структурно-параметрических скважин и 2 глубокие скважины: поисковая Семисоснинская-5 и параметрическая Волимская-1.

    Скважины вскрыли средне-верхнедевонские отложения, турнейский, визейский, серпуховский, башкирский и московский ярусы карбона и нижнепермские отложения (рис. 1).

    Из фаменских отложений получен нефтенасыщенный керн. Нефтепроявления отмечены в серпуховских, тульских, турнейских, фаменских и франских отложениях.

    Показатели изученности тектонических элементов ПКП

    Элементы нефтегазогео-логического районирования Площадь перспективных земель, км2 Плотность сейсмопрофи-лирования, пог. км/км2 Изученность структурным бурением, км2/скв. Количество глубоких скважин (без эксплуатационных) Изученность глубоким бурением, км2/скв.

    Верхнепечорская депрессия 3938 0,77 59,7 5 787,6

    Колвинская седловина 628 0,21 20,9 10 62,8

    Соликамская депрессия 11847 2,2 11,4 528 22,4

    Косьвинско-Чусовская седловина 1711 2,82 2,9 160 10,7

    Юрюзано-Сылвнская депрессия 9033 1,02 14,9 126 71,7

    ИТОГО ПО ПРОГИБУ: 27157 1,59 11,6 829 32,8

    Сем исосн и нская-5

    Рис. 1. Схематический геологический профиль по южной части Верхнепечорской депрессии

    В качестве месторождения-аналога для проведения поисково-разведочных работ используют Гежское месторождение, находящееся на севере Соликамской депрессии. Промышленные залежи установлены в раннепермских, башкирских, серпуховских, окских и турнейско-фаменских отложениях.

    Имеющаяся информация о геологическом строении позволяет предположить следующие нефтегазоносные комплексы: нижнепермский терригенно-карбонатный, визейско-башкирский терригенно-карбонатный и верхнедевонско-турнейский карбонатный.

    Верхнедевонско-турнейский комплекс включает в себя верхнефранские, фаменские и турнейские отложения. На юго-восточном склоне Тимана в Верхнепечорской депрессии на территории Республики Коми в верхнефранских и фаменских карбонатных отложениях открыты промышленные залежи нефти и газа в Западно-Тэбукском, Северо-Савиноборском и др. месторождениях. В пределах Пермской области единая мощная газонефтяная залежь верхнефранско-турнейского возраста открыта на Гежском месторождении (Соликамская депрессия). На Волимской площади в параметрической скважине № 1 получена непромышленная нефть из турнейско-фаменских отложений. Нефтеносность контролируется франско-фаменско-турнейскими органогенными постройками.

    В визейско-башкирском комплексе нефтеносность связывают с тульскими терригенными отложениями, а также с серпуховскими и башкирскими карбонатными отложениями. На Волимской площади в параметрической скважине № 1 из тульских терригенных отложений получена обильная пленка нефти. В Семисоснинской скважине в серпуховских отложениях отмечены нефтепроявления. Также большое число месторождений в Соликамской депрессии имеют промышленные залежи в тульских, башкирских и реже серпуховских

    отложениях, что позволяет предположить их наличие и в Верхнепечорской депрессии. Залежи комплекса антиклинального типа часто приурочены к структурам облекания нижележащих рифов.

    Газонефтеносность нижнепермских отложений установлена во многих структурных и разведочных скважинах южной половины Верхнепечорской и Соликамской впадин. Газонефтяная залежь нефти открыта на Гежском месторождении. На Волимской площади в районе д. Фадино из скв. 5822 с глубины 185 м (артинские отложения) произошел при бурении выброс легкой газированной нефти на высоту 3 м. В скв. 5821 этой же площади произошел выброс горючего газа из терригенных отложений артинского яруса. Структуры приурочены к раннепермским рифогенным постройкам и структурам их облекания.

    На сегодняшний день на территории Верхнепечорской депрессии в пределах Пермского края имеется 4 выявленные структуры (рис. 2): Чулокская, Сайская, Рассольнинская, Фа-динская, а также 6 подготовленных для глубокого бурения структур: Русиновская, Урцевская, Раскатная, Нечинская, Северо-Волимская и Южно-Волимская. На Нечинской структуре на сегодняшний день бурится поисковая скважина Не-чинская-3.

    Следует отметить, что проведение геолого-разведочных работ на территории Верхнепечорской депрессии затрудняется сложными природными условиями и отсутствием развитой инфраструктуры. Также отсутствие информации о геофизических параметрах разреза вносит большие погрешности в результаты сейсморазведки — невязка сейсмики и бурения составляет до 100 м.

    Проведение более детальных геофизических исследований, а также бурение новых скважин позволит более качественно изучить геологическое строение территории, и, следовательно, повысит качество поисково-разведочных работ.

    cyberleninka.ru