Промысловое наблюдение
Cтраница 4
Расчеты и промысловые наблюдения показывают, что наиболее опасным с точки зрения гидратообразования, в скважинах Правдян-ского месторождения является интервал 200 - 253 м, в котором наиболее быстро наступают условия для образования гидратных пробок. Из расчетов видно, что при дебитах скважин, равном 80 т / сут, время допустимого простои скважины составляет 10 ч, поэтому остановка таких скважин на более продолжительный период нежелательна. [46]
По данным промысловых наблюдений, максимальная коррозия, как правило, наблюдается при температуре 60 - 90 С. [47]
Обобщение результатов промысловых наблюдений, выполненное М.Г. Бингхемом, показало, что фактически измеренные значения механической скорости проходки располагаются ниже линии / ( см. рис. 5.8, б), характеризующей наиболее благоприятное сочетание рассмотренных выше факторов, и выше линии 4, характеризующей неблагоприятное сочетание факторов. [48]
По данным промысловых наблюдений за содержанием воды в продукции окружающих скважин установлена стабилизация или уменьшение обводненности добываемой жидкости. [49]
 |
Температура замерзания смеси метанол - хлористый кальций. [50] |
На основе промысловых наблюдений установлено, что при прорыве в газовую скважину пластовых вод с большим содержанием растворенных солей образование гидратов в скважинах прекращалось, так как минерализованные пластовые воды ( типа рассольных) обладают свойствами ингибиторов гидрато-образования и могут использоваться для регулярной борьбы с образованием гидратов в скважинах и шлейфах. [51]
В результате промысловых наблюдений установлено, что перемещение нефти из оторочки в газовую зону уже началось. Об этом, в частности, свидетельствует поведение скв. [52]
При анализе промысловых наблюдений следует учесть, что образование НОС в заводненных объемах пласта может привести к уменьшению добычи воды из высокообводненных скважин. Кроме того, фильтрационно-емкост-ные характеристики пласта могут, быть ухудшены разбуханием глин при закачке опресненных вод, выпадением АСПО в порах пласта из-за снижения пластовой температуры до температуры начала кристаллизации парафина в нефти и выделением газа из нефти в пластовых условиях. [53]
На основании промысловых наблюдений сравнительно давно было замечено, что форсированный отбор жидкости из скважин приводит к увеличению нефтеотдачи при режиме вытеснения нефти водой. [54]
На основании промысловых наблюдений и лабораторных экспериментов установлено, что фильтрационные сопротивления при наличии в пористой среде двух фаз резко возрастают. Это означает, что проницаемость для любой фазы при наличии в пористой среде другой, несмешивающейся жидкости ( газа), независимо от того подвижна или неподвижна эта жидкость ( газ), будет намного меньше, чем при полном насыщении пустотного пространства одной жидкостью. Очевидно, чем больше в пустотном пространстве другой жидкости ( газа), тем меньше проницаемость для первой, если вообще фильтрация ее возможна. [55]
При анализе промысловых наблюдений следует учесть, что образование НОС в заводненных объемах пласта может привести к уменьшению добычи воды из высокообводненных скважин. Кроме того, фильтрационно-емкост-ные характеристики пласта могут, быть ухудшены разбуханием глин при закачке опресненных вод, выпадением АСПО в порах пласта из-за снижения пластовой температуры до температуры начала кристаллизации парафина в нефти и выделением газа из нефти в пластовых условиях. [56]
Экспериментальные исследования и промысловые наблюдения показывают, что при известной концентрации агрессивного компонента ( C02 H2S и др.) - одним из основных факторов, влияющих на интенсивность коррозии, является скорость потока газа. В отличие от таких факторов, как концентрация агрессивного компонента, количество влаги в продукции скважины, содержание органических кислот в воде, давление и температура и др., скорость потока является фактором, поддающимся регулированию. [57]
Таким образом, промысловые наблюдения за характером изменения продуктивных свойств скважин при изменении пластового давления не позволяют говорить о необратимости деформаций. Даже опубликованные результаты об оседании поверхности земли при разработке нефтяных месторождений не могут быть однозначно объяснены явлениями необратимых изменений коллектор-ских свойств разрабатываемых пластов. [58]
Теоретический анализ и промысловые наблюдения показывают, что средние давления в процессе разработки месторождения с полным вытеснением нефти водой обычно выше, чем в месторождениях с режимом растворенного газа. Забрасывание последних связано обычно с истощением пластового давления и газовой энергии до такого уровня, что эксплуатационная производительность скважин становится экономически невыгодной. Причиной забрасывания месторождений с водонапорным режимом является в большинстве случаев избыточная добыча воды. [59]
Экспериментальные исследования и промысловые наблюдения показывают, что при известной концентрации коррозионно-активного компонента - углекислоты, сероводорода, ртути и др., одним из основных факторов, влияющих на интенсивность коррозии, является скорость потока газа. В отличие от таких факторов, как концентрация коррозионно-активного компонента, количество влаги в продукции скважины, содержание органических кислот в воде, давление, температура и др., скорость потока является регулируемым фактором. По составу пластового газа и воды, продуктивной характеристики газоносных коллекторов нетрудно выбрать такую конструкцию эксплуатационных скважин, которая обеспечит необходимую скорость потока газа, ограничивающую интенсивность коррозии. [60]
Страницы: 1 2 3 4 5