Высокий отбор - жидкость
Cтраница 2
Нариманова применяется двухрядная конструкция газлифтных скважин: I ряд-102x63 мм; II ряд - 63 мм. Указанная стандартная конструкция обеспечивает высокие отборы жидкости из пласта. Между тем на месторождении имеется значительный фонд скважин с небольшими дебитами, не превышающими 50 м3 / сут. Для таких скважин, как показывают расчеты, применяемая конструкция не оптимальна. [16]
Для регулирования разработки особое значение имеет диаметр эксплуатационной колонны. Эксплуатационные скважины на многопластовых месторождениях должны оборудоваться, как правило, 6 колонной. Это необходимо для обеспечения планируемых высоких отборов жидкости с помощью ЭЦН, для внедрения новых методов отключения обводненных пластов, успешного осуществления одновременно-раздельного отбора. [17]
 |
Опережающее заводнение пластов снизу вверх и сверху вниз по ( 203 ]. [18] |
Общая характеристика коллекторских свойств пластов ухудшается на этих площадях снизу вверх с незначительными отклонениями на отдельных участках. Отклонение от этой закономерности наиболее отчетливо проявляется главным образом на Восточно-Сулеевской площади, где коллекторские свойства пластов ухудшаются сверху вниз. Вследствие такой закономерности строения коллекторов, как правило, более высокие отборы жидкости осуществляются именно по нижним пластам, т.е. происходит опережающая их выработка. [19]
 |
Графики мощности на валу электродвигателя станка-качалки, соответствующие 10 качаниям в минуту. [20] |
Погружные бесштанговые центробежные насосы приводятся в действие электродвигателем, помещенным в скважине совместно с насосом. Благодаря этому устраняется длинная движущаяся механическая связь ( штанги) между приводом и насосом, входящая как основной элемент в глубиннонасосную установку с плунжерными насосами. Это позволяет повысить мощность погружного насоса, т.е. его напор и подачу, применять центробежный тип насоса, наиболее подходящий для высоких отборов жидкости из скважины. [21]
В данном случае грабено - образным структурам К. Участки наибольшего сгущения линеаментов соответствуют зонам максимальной нарушенности массива пород. В этих зонах отмечено выраженное повышение интенсивности истечения водорода. Здесь же имеют место контрастно высокие отборы жидкости и закачки воды в продуктивные девонские отложения. Таким образом, принципиальная возможность дистанционного установления дренажных узлов с последующим подтверждением инструментальными методами исследования доказана. [22]
Накопленная добыча нефти превысила половину начальных геологических запасов на Туймазинском и Шкаповском, превысила 40 % на Манчаровском и составляет более трети на Арланском месторождениях. Текущая обводненность добываемой продукции ( 89 - 95 %) нарастает медленными темпами и обусловливает постепенное снижение текущей добычи нефти. Из-за обводнения уменьшается действующий фонд скважин, так как отключаются из эксплуатации скважины, достигшие 100 % - ной обводненности. Из общего фонда добывающих скважин опережающими темпами, по сравнению с остальными, обводняются более продуктивные скважины, эксплуатация которых осуществляется, как правило, при высоких отборах жидкости. [23]
Последние простираются вплоть до дневной поверхности, служа. Участки наибольшего сгущения линеаментов соответствуют зонам максимальной нарушенное массива пород. В этих зонах отмечено выраженное повышение интенсивности истечения водорода. Здесь же имеют место контрастно высокие отборы жидкости и закачки воды в продуктивные девонские отложения. Таким образом, принципиальная возможность дистанционного установления дренажных узлов с последующим подтверждением инструментальными методами исследования доказана. [24]
Страницы: 1 2