Газо-нефтяной контакт

Cтраница 3

Наряду с загущением воды для создания в пласте преграды на границе газо-нефтяного контакта с целью раздельного отбора нефти и газа, в зарубежной практике при заводнении пластов применяют закачку воды с полимерными добавками для выравнивания фронта вытеснения и увеличения тем самым коэффициента охвата. [31]

Критические дебиты.| Критические дебиты. [32]

Если проницаемые участки поверхности забоя скважины расположены выше водо-нефтя-ного контакта или ниже газо-нефтяного контакта, то определяется депрессия ( дебит), выше которой уравнения могут не удовлетворяться. Эти значения соответствуют критической высоте конуса. Любое повышение дебита может вызвать подтягивание ( опускание) поверхности раздела к проницаемым участкам поверхности забоя скважины. [33]

Наибольший интерес в этом отношении представляет поведение кривой нейтронного каротажа на газо-нефтяном контакте. Разница в водородсодер-жании между нефтью и газом оказывается достаточной для значительных изменений активности. [34]

Во всех случаях газовая шапка продолжает процесс фронтального вытеснения нефти с сохранением постоянного газо-нефтяного контакта между нефтяной и газовой областями. [35]

Схема распределения насыщенностей. [36]

Используя приведенное выше уравнение, можно рассчитать процесс разработки месторождения и определить положение газо-нефтяного контакта, вычислив расширение газовой шапки. Расчеты в значительной степени облегчаются, если пренебречь выделением газа из раствора в остаточной нефти. В действительности это предположение всегда оказывается справедливым, если отбор газа из газовой шапки поддерживать на уровне, предотвращающем ее расширение при падении пластового давления. [37]

Вычисление эффективности вытеснения при газонапорном режиме. [38]

Вычисляется расширение газовой шапки на всех интервалах изменения давления и, если известно перемещение газо-нефтяного контакта, соответствующее предыдущему изменению давления, определяется объем пласта, занятый расширившейся газовой шапкой. Вычислив этот объем, по рис. XIII. Зная площадь газо-нефтяного контакта А в га, вычисляют vr в м3 / сутки га при данных пластовых условиях. [39]

Через год ( к концу 1964 г.) стало очевидным, что в области газо-нефтяного контакта создана преграда, надежно разделяющая нефтяную и газовые зоны пласта. [40]

При разработке нефтяных залежей с газовой шапкой в случаях, когда система разработки предусматривает неподвижное положение газо-нефтяного контакта ( как при постоянном, так и при переменном давлении в газовой шапке), необходимо следить, чтобы давление в газовой шапке и прилегающей нефтяной части залежи были равны; это достигается строгим регулированием добычи свободного газа. [41]

Схема разработки залежи с газонапорным режимом. [42]

При эксплуатации месторождений с газонапорным режимом газ может быстро прорваться к нефтяным скважинам, расположенным недалеко от газо-нефтяного контакта, так как вязкость газа значительно меньше, чем вязкость нефти, и потому он легче преодолевает фильтрационные сопротивления пласта. [43]

Напомним, что в полученной выше формуле Н - оптимальное проникно - вение скважины в нефтяную зону ниже газо-нефтяного контакта для выбранного интервала вскрытия пласта / гв, обеспечивающее максимальный дебит нефти. Очевидно, существует некоторая горизонтальная плоскость, пересекающая интервал / гв, являющаяся плоскостью линий тока. [44]

Необходимо также дать схему распределения насыщенностей пласта жидкостями в единичном объеме пласта при различных давлениях и схему положения газо-нефтяного контакта. [45]

Страницы: 1 2 3 4 5