Cтраница 1
Обводненность скважинной продукции: массовая и объемная. [1]
Если обводненность скважинной продукции больше 60 - 70 % об., в сечениях, в которых давление выше скважинного давления насыщения пластовой нефти газом, то априори можно утверждать, что дисперсионной средой жидкой составляющей скважинной продукции в интервале перфорации в скважине является пластовая вода. [2]
Если обводненность скважинной продукции больше 60 - 70 % об., в сечениях, в которых давление выше скважинного давления насыщения пластовой нефти газом, то априори можно утверждать, что дисперсионной средой жидкой составляющей скважинной продукции в интервале перфорации в скважине является пластовая вода. [3]
Промысловая информация об обводненности скважинной продукции страдает неопределенностью в ее опенке. [4]
Рассмотрим более подробно типовую методику измерения обводненности скважинной продукции на промыслах. [5]
Уравнение (1.113) позволяет по результатам исследований устьевых и глубинных проб, замеров дебитов скважин и обводненности скважинной продукции на устье рассчитать объемную долю воды в продукции, поступающей из залежи в скважину. [6]
При определенном сочетании фазового состава скважинной продукции, межфазного поверхностного натяжения и времени жизни капель на границе раздела фаз в эксплуатационной колонне при росте обводненности скважинной продукции возникают условия инверсии фаз, что приводит к резкому изменению эффективной вязкости скважинной продукции и, как следствие, к некоторому росту дебита скважин вследствие уменьшения противодавления на пласт со стороны скважины. [7]
В России основная доля нефти добывается из месторождений, разрабатываемых с поддержанием пластового давления закачкой воды в залежь. Обводненность скважинной продукции достигла 70 - 80 % об. Большинство добывающих скважин достаточно быстро проходят стадию безводной добычи нефти. [8]
Высокообводненная скважинная продукция представляет собой смесь прямой и обратной водонефтяных эмульсий с дисперсионной средой - водой. Если, для примера, обратная во-донефтяная эмульсия имеет обводненность 20 % об., обводненность жидкой составляющей скважинной продукции 80 % об., то в 100 м3 эмульсии содержится: 80 м3 воды и 20 м3 промысловой нефти. Допустим, что из 20 м3 промысловой нефти 19 м3 содержатся в обратной эмульсии, а 1 м3 в виде мелких безводных капель в прямой эмульсии. [9]
Муслюмов-ского месторождения рассмотрена задача об оптимизации технологических параметров работы скважины. Разбиение скважин действующего фонда на 9 групп по сочетаниям реакции дебита жидкости и обводненности на изменение забойного давления показали, что обводненность скважинной продукции весьма чувствительна к изменениям режима работы скважины, что характерно для залежей с обширными ВНЗ. Проведение оптимизации работы скважины должно проводиться ежеквартально, с целью обеспечения максимального отбора нефти при минимальной обводненности скважин. Данный вывод распространяется на большинство залежей ВНЗ. [10]
На примере залежей бобриковского горизонта Муслюмов-ского месторождения рассмотрена задача об оптимизации технологических параметров работы скважины. Разбиение скважин действующего фонда на 9 групп по сочетаниям реакции дебита жидкости и обводненности на изменение забойного давления показали, что обводненность скважинной продукции весьма чувствительна к изменениям режима работы скважины, что характерно для залежей с обширными ВНЗ. [11]