Cтраница 1
Обводненность продукции скважины перед прекращением фонтанирования изменяется в широких пределах, что свидетельствует о влиянии и других неизученных факторов. В табл. 1.6 приведены сведения о режимах работы некоторых скважин перед прекращением фонтанирования. [1]
Обводненность продукции скважин в основном определяется на основании анализа проб, отбираемых из пробоотборных кранов на выкидных линиях. Однако этот способ не дает удовлетворительных результатов, так как в большинстве случаев содержание воды и нефти в пробе небольшого объема, отбираемой из крана, не соответствует среднему содержанию этих компонентов в общем потоке. [2]
Обводненность продукции скважины перед прекращением фонтанирования изменяется в широких пределах, что свидетельствует о влиянии и других неизученных факторов. В табл. 1.6 приведены сведения о режимах работы некоторых скважин перед прекращением фонтанирования. [3]
При обводненности продукции скважин 50 - 75 % вязкость образующейся в ЭЦН эмульсии значительно ниже, чем ее вели - - чина, определенная при исследовании без учета движения эмульсии в поле центробежных сил погружного насоса и температуры ее образования. [4]
Колебания обводненности продукции скважин вследствие возникновения в пласте попеременных импульсов давления, очевидно, полностью необратимы. Рост обводненности продукции скважин не может быть полностью погашен последующим снижением ее, так как не исключается возможность поглощения воды из скважины нефтенасыщенным слоем и загрязнения призабойных зон водой, что неизбежно ухудшит условия для последующего притока нефти. [5]
Зависимость обводненности продукции скважины от относительной величины накопленного отбора жидкости - среднесква-жинная характеристика / в ( Сж) находится по промысловым данным. [6]
Рост обводненности продукции скважины объясняется прежде всего продвижением оторочки конденсата впереди зоны пара, а также увеличением притоков подошвенной воды за счет повышенных отборов жидкости из скважин. [7]
Рост обводненности продукции скважин до начала интенсивного заводнения пластов месторождений Мангышлака ( до 1970 г.) был незначителен. В последующие годы резко возросли темпы обводнения продукции скважин, обусловленные возросшими темпами внутриконтурной закачки воды в пласты. [8]
Рост обводненности продукции скважин при сохранении ее дебита по пластовой нефти сопровождается существенным увеличением ее тепловой мощности. Особенно актуальным становится этот источник тепловой энергии для малодебитных скважин в зимнее время. В зависимости от температуры потери текучести промысловой нефти и температуры застывания пластовой воды, поступающей из скважины в систему сбора, сохранение возможности бесперебойного функционирования скважин становится задачей наиболее рационального использования добываемой тепловой энергии. [9]
Увеличение обводненности продукции скважин ухудшает условия выделения газа. Наличие границы раздела вода - нефть является отличительной особенностью выделения газа из трехкомпонентных смесей, в состав которых входит кинетически неустойчивая эмульсия. В то же время Буевич [6] утверждает, что сепарацию газа из эмульсий с водосодержанием до 30 % объема, обладающих, как правило, ньютоновскими свойствами, при наличии сильно развитой внутренней диспергированной водной фазы можно рассматривать как процесс, происходящий в гомогенной жидкости, только с повышенной вязкостью. При этом снижение скорости относительного скольжения газа объясняется повышением вязкости эмульсии. Такое объяснение в некоторой степени приемлемо, но недостаточно характеризует процесс выделения газа из эмульсий. Процесс подъема пузырьков в эмульсии происходит в непрерывной среде, какой является безводная нефть. Наличие диспергированной воды в нефти изменяет вязкость системы - водонефтяной эмульсии, сохранив при этом вязкость непрерывной фазы. Поэтому представление процесса выделения пузырьков газа из нефтяной эмульсии аналогичным в условиях гомогенной среды повышенной вязкости ( численно равной вязкости водонефтяной эмульсии) не может объяснить аномалию при выделении газа из обводненных нефтей. [10]
Влияние обводненности продукции скважины на работу штанговой насосной установки в свете рассматриваемой проблемы обусловлено действием архимедовой силы. [11]
Рост обводненности продукции скважин приводит к росту статического давления столба смеси в скважине ( плотность воды больше плотности нефти) и потерь давления на трение ( вязкость эмульсии больше вязкости чистых жидкостей), так что даже при постоянстве пластового давления происходит уменьшение депрессии на пласт и снижение дебита нефти. Так как устьевое давление для стабильной работы системы пласт - скважина - нефтесборный пункт должно поддерживаться на заданном уровне, то при определенной обводненности режим фонтанирования скважины нарушается. [12]
В дальнейшем обводненность продукции скважин возрастает медленнее. В этих условиях регулирование разработки путем изменения норм отбора по отдельным скважинам не дает результатов. В обеспечении запроектированных уровней добычи нефти и нефтеотдачи основное значение приобретает постепенное наращивание отбора жидкости по всему фонду действующих скважин, обусловливающее замедление падения дебита нефти и более эффективную промывку пласта. [13]
С ростом обводненности продукции скважин, увеличением кратности обработок и из-за неполного удаления продуктов реакции из призабойной зоны наблюдается тенденция снижения успешности и эффективности солянокислотных обработок. Для повышения эффективности солянокислотных обработок в этих условиях осуществляются промывки ствола скважины до забоя перед проведением воздействия, проводятся предварительно солянокислотные ванны. [14]
При увеличении обводненности продукции скважины с 20 % до 95 % рентабельный прирост дебита скважины увеличивается в 1 33 раза для пластов АВ и БВ и 1.35 для ЮВ. [15]