Большинство - нефтяная скважина
Cтраница 1
Большинство нефтяных скважин в объединении Белорус-нефть эксплуатируются погружными центробежными электронасосами. Теоретическими и промысловыми исследованиями доказана возможность некоторого повышения производительности глубиннонасосных установок путем периодического подлива в затрубное пространство небольших объемов высокомолекулярных соединений. [1]
Большинство российских нефтяных скважин и практически все сибирские нефтяные скважины попадают в среднепроницаемую категорию. [2]
 |
Построение и форма индикаторной кривой. [3] |
Для большинства нефтяных скважин индикаторная кривая - плавно изогнутая кривая, направленная выпуклостью вверх, ее начальный участок обычно представляет собой прямую. Это означает, что при малых значениях дебита фильтрация жидкости в при-забойнои зоне происходит в неизменных условиях и на равную депрессию получается постоянный прирост дебита. По мере увеличения дебита скважины фильтрация жидкости происходит с большим сопротивлением, в результате чего на равную депрессию получается все меньший и меньший прирост дебита - индикаторная кривая изгибается вниз. [4]
Такая структура характерна для большинства нефтяных скважин в течение большей части времени их эксплуатации. Расчетная методика, принятая Оркишев-ским, была разработана Гриффитом и Уоллисом на основе исследований Думитреску, Дэвиса и Тэйлора. [5]
 |
Схема строения нефтегазовой залежи с краевой водой.| Схема строения нефтегазовых залежей с подошвенной водой. [6] |
Если на залежах с краевой водой большинству нефтяных скважин ( кроме прилегающих к газовой шапке и к контуру нефть - вода) может быть задан режим работы, характерный для обычных нефтяных залежей ( без газовых шапок и без обширных во-донефтяных зон), то на залежах с газовой шапкой и подошвенной водой абсолютное большинство нефтяных скважин должно работать исходя из предотвращения преждевременных прорывов воды и ( или) газа к забоям. [7]
Уже к началу 60 - х годов большинство нефтяных скважин эксплуатировали при забойном давлении ниже давления насыщения. Однако после перевода их на механизированный способ добычи дебит и межремонтный период, как правило, резко снижались. [8]
Данный метод позволяет рассчитывать гидродинамические параметры газожидкостного потока двух структурных форм - пузырьковой и пробковой, характерных для большинства нефтяных скважин. [9]
Существует множество рекомендаций по расчету сопротивлений на трение. Для большинства нефтяных скважин сопротивления на трение невелики по сравнению с напором, необходимым на преодоление массы столба смеси. Тем не менее в ряде случаев необходимо в расчетах учитывать Сопротивления трения, вызванные движением смеси. Сопротивления движению, как известно, в первую очередь зависят от скорости. [10]
Существует множество рекомендаций по расчету сопротивлений на трение. Для большинства нефтяных скважин сопротивления на трение невелики по сравнению с напором, необходимым на преодоление массы столба смеси. Тем не менее в ряде случаев необходимо в расчетах учитывать сопротивления трения, вызванные движением смеси. Сопротивления движению, как известно, в первую очередь зависят от скорости. [11]
На основе анализа зависимости скорости дрейфа ( относительной скорости) газовой фазы шл wrw - WCM от скорости смеси WCM возможную область существования пузырьковой и пробковой структур определяют скоростью смеси, изменяющейся в диапазоне ксл 0 - 10 м / с. Данный интервал скорости смеси характерен для большинства нефтяных скважин, что позволяет использовать предлагаемый метод для решения технологических задач. [12]
Величины оптимального темпа фиксации были приведены ( см. стр. Так как истинная скорость газа выше истинной скорости жидкости для большинства нефтяных скважин, то измерения расхода газовой фазы потока информируют быстрее и полнее о процессах, происходящих в пласте и системе сбора нефти. [13]
Страницы: 1