Обводненность - продукция - скважина
Cтраница 2
Быстрый рост обводненности продукции скважин, незначительный запас энергии фонтанирования и повышенные значения устьевых давлений скважин способствуют снижению сроков фонтанирования до 3 - 5 лет. [16]
С увеличением обводненности продукции скважин до 50 % и более расходы газа при продавке жидкости и пуске скважины возрастают до 18 - 20 тыс. м3 / сут, а при эксплуатации на постоянном режиме - до 6 - 8 тыс. м3 / сут. [17]
Отмечено уменьшение обводненности продукции скважин после закачки биополимера симусан. Через 2 месяца после обработки очагов отмечено снижение обводненности продукции скважин от 98 до 70 %, а удельный технологический эффект составил 40 - 50 т на 1 т реагента. Аналогичные результаты получены при испытании биополимера симусан в условиях Новохазинской площади Арланского месторождения, где в 1990 г. в нагнетательные скважины 3182 и 5283 закачано соответственно по 35 и 25 м3 биополимера симусан. Нагнетательная скважина 3182 была освоена под закачку воды с приемистостью 490 м3 / сут при Рзак - 13 6 МПа. Нагнетательная скважина 5383 пущена под закачку воды с приемистостью 390 м3 / сут при Рзак - 14 4 МПа. [18]
По мере повышения обводненности продукции скважин в них рекомендуется бурение вторых отклоняющих стволов для эксплуатации или комбинированного варианта изоляции водопритоков в скважинах путем применения осадков гелеобразующих композиций в пласте. [19]
Наибольшее относительное снижение обводненности продукции скважин происходит в диапазоне 92 - 97 %, продолжительность эффекта колеблется от 7 до 15 месяцев. [20]
Часто при достижении обводненности продукции скважин до 40 - 60 % процессы образования эмульсий при добыче и сборе бывают настолько сильно выражены, что система из-за высоких вязкостных и тиксотропных свойств теряет текучесть. В этих случаях для предотвращения образования стойких водо-нефтяных эмульсий и снижения их вязкости широко практикуется ранний ввод в систему реагента-деэмульгатора. [21]
Ори высоких процентах обводненности продукции скважин наиболее простой технологической схемой подготовки рабочей жидкости для гидропоршневых насосов является использование в качестве энергонесущего потока водной среды. Отстой воды и ее рециркуляцию осуществить в этом случае значительно проще, чем подготовить рабочую жидкость на нефтяной основе. [22]
Здесь / в - обводненность продукции скважины; К ( / в) - замеренный КПС; К0 - замеренный исходный КПС. [23]
 |
Схема установки подготовки воды и нефти, применяемая при большом обводнении продукции скважин ( 50 %. [24] |
Однако по мере увеличения обводненности продукции скважин, происходящей на более поздней стадии разработки нефтяных месторождений, расширять установки подготовки нефти путем монтажа дополнительных емкостей 2 и 7 нерационально. [25]
При достижении определенной степени обводненности продукции скважин и снижения пластового давления естественная пластовая энергия не обеспечивает процесс фонтанирования скважины на оптимальных режимах. Для подъема жидкости необходимо подавать с дневной поверхности определенное коли ество энергии. [26]
Однако по мере увеличения обводненности продукции скважин расширять УПВ таким образом нерационально из-за больших затрат металла. [27]
Таким образом, коэффициент обводненности продукции скважины через 50 суток периодического воздействия достиг, видимо, своего минимума ( 30 %) и должен был, если верна физическая модель ( см. подраздел 1.1), сохраняться почти неизменным в течение длительного времени, а затем - увеличиваться. С этого момента необходимо было бы уменьшить частоту воздействия. [28]
 |
К определению условий фонтанирования скважины. [29] |
При достижении определенной степени обводненности продукции скважин, снижения пластового давления и уменьшения количества газа, поступающего из пласта, пластовая энергия не обеспечивает процесс фонтанирования скважины на заданных режимах. Для подъема жидкости необходимо подавать с дневной поверхности определенное количество энергии. [30]
Страницы: 1 2 3 4