Cтраница 2
![]() |
Динамика обводнения скважин Павловского ( а и Ярино-Каменноложского. [16] |
Темпы роста обводненности скважин водонефтяных зон в значительной степени определяются интенсивностью процесса конусообразо-вания. Последний зависит от степени анизотропности пласта, соотношения вязкостей нефти и воды, создаваемых депрессией на пласт. В большинстве случаев для водонефтяных зон характерно появление воды в начальный период эксплуатации скважин. [17]
ВНК, когда обводненность скважин равна нулю. [18]
Это обусловлено ростом обводненности скважин, особенно по горизонту V, и повышенным выносом песка, борьба с которым приводит зачастую к резкому снижению отборов жидкости. [19]
Увеличенная скорость нарастания обводненности скважин не приводит к большей добыче нефти. Участок в целом малотрещиноватый. Зоны разуплотнения наблюдаются лишь в районе скв. Трещины по разрезу имеют субвертикальное направление. Сопоставление направлений трещиноватости с длинной осью скоростей нарастания обводненности показывает, что на элементе очага скв. [20]
С целью уменьшения обводненности скважин, в практике добычи нефти, обычно, производится изоляция водоностного слоя. [21]
Предложена технология исследования обводненности продукпнн скважины по представительным пробам добываемой жидкости, отбиравши вз вынилных лнввб неважна с помощью специального устьевого пробоотборника с подвижный зондом. [22]
![]() |
Основные показатели крепления ПЗП коксованием. [23] |
По мере разработки залежи обводненность скважин и их количество возрастают. С ростом обводненности успешность проведения операций по креплению с применением смол снижается. Это объясняется тем, что используемые смолы в основном водорастворимы и при попадании в призабойную зону разбавляются пластовой водой, в результате чего резко снижается их адгезионная способность и они непрочно скрепляют частицы песка. [24]
Описанные выше основы диагностирования обводненности скважин позволяют использовать признак-тесноту корреляционной связи между темпом ( нагнетания или отбора) и обводненностью добывающей скважины при диагностировании эффективности полимерного заводнения. [25]
В области малых значений обводненности МРП скважин с УЭЦН имеет достаточно высокое значение. В интервалах обводненности В 0 4 - 0 7 наблюдается его снижение, а при В 0 7 МРП вновь возрастает. [26]
Подтверждением этому служит уменьшение обводненности скважин основной группы и по залежи в целом. [27]
Основной период эксплуатации отличается довольно постоянной и низкой обводненностью скважин. [28]
Метод контроля по данным об обводненности скважины полезно комплексировать с гидрохимическими методами, основанными на наблюдениях за изменением химического состава воды, добываемой вместе с нефтью. Особенно это важно, если на залежи происходит подъем ВНК и контуры нефтеносности продвигаются одновременно с перемещением фронта закачиваемой воды. [29]
Поскольку на одном месторождении степень обводненности скважин может сильно отличаться, то, переключая скважины на Спутниках, можно обеспечить различную обводненность нефти в нефтесборных коллекторах, регулируя тем самым не только режим внутритрубной деэмульсации нефти, но и величину гидравлических потерь. [30]