Cтраница 1
Безводный период работы составляет только - 3 % от всей жизни скважины, тогда как на долю высокообводненного ( 90 % и более) периода падает - 80 % времени. За этот период добывается около 30 % извлекаемых запасов нефти, приходящихся на скважину, и около 90 % всей добычи попутной воды. [1]
Безводный период работы составляет только - 3 % от всей жизни скважины, тогда как на долю выеокообвод-ненного ( 90 % и более) периода падает - 80 % времени. За этот период добывается около 30 % извлекаемых запасов нефти, приходящихся на скважину, и около 90 % всей добычи попутной воды. [2]
Расчет безводного периода работы несовершенной скважины и нефтеотдачи по удельному объему дренирования / Нефтепромысловое дело. [3]
Из вышеизложенного нетрудно получить формулу для определения безводного периода работы второго ряда скважин. [4]
Из всего изложенного выше нетрудно получить формулу для определения безводного периода работы второго ряда скважин. [5]
По формуле (5.24) при р ( а Цо) 2 определяется безводный период работы каждого интервала толщины пласта второго ряда. Для этого из табл. 5.2 для данного интервала толщины определяется время, когда вода по данному интервалу подошла к первому ряду, а по табл. 5.3 определяется величина накопленной добычи из второго и третьего рядов к этому моменту времени. С этого момента времени начинается процесс обводнения отдельных интервалов толщины пласта второго ряда. [6]
Результаты расчетов могут быть успешно использованы для практических целей: при расчетах безводного периода работы несовершенных скважин, при оценке степени извлечения нефти в удельном объеме дренирования и за период истощения, при совместном отборе нефти и воды, а также для оценки распределения насыщенности вдоль пласта при фильтрации двухфазной смеси и устранения многозначности функции / i ( o) путем введения скачка насыщенности. [7]
По формуле ( 24) при F ( р, ( д, ) 2 определяется безводный период работы каждого интервала мощности пласта второго ряда. Для этого из табл. 3 для данного интервала мощности определяется время, когда вода по данному интервалу подошла к первому ряду, а по табл. 4 определяется величина накопленной добычи из второго и третьего рядов к этому времени. С этого времени начинается процесс обводнения отдельных интервалов мощности пласта второго ряда. [8]
Выявленные по данным расходограмм маломощные интервалы с высокой приемистостью могут, по мнению авторов, привести к сокращению безводного периода работы добывающих скважин. [9]
Анализ характеристик обводнения продукции скважин, выбывших из эксплуатации вследствие закономерного перемещения ВНК, по вышеприведенным залежам показал, что основная добыча нефти по ним получена также за безводный период работы их. [10]
Представляет значительный интерес изменение показателей во времени. Безводный период работы составляет только около 3 % от всего времени работы скважины, тогда как на долю высокообводненного ( 90 % я более) периода падает 80 % времени работы. За это время, как отмечалось выше, добывается около 30 % извлекаемых запасов нефти, приходящихся на скважину, и около 90 % добычи попутной воды. [11]
Представляет значительный интерес изменение показателей во времени. Безводный период работы составляет только около 3 % от всего времени работы скважины, тогда как на долю высокообводненного ( 90 % и более) периода падает 80 % времени работы. За это время, как отмечалось выше, добывается около 30 % извлекаемых запасов нефти, приходящихся на скважину, и около 90 % добычи попутной воды. [12]
Для оценки эффективности применения нового тампонирующего материала в большом числе скважин, расположенных на различных нефтеносных площадях целого месторождения, разработана следующая методика. За основу ее принято сокращение числа обводненных скважин, вводимых из бурения в эксплуатацию, в зависимости от литологического состава продуктивных пластов. Кроме того, учитывается увеличение безводного периода работы обводнившихся впоследствии скважин, что косвенно характеризует прочность материала в затрубном пространстве. В отличие от существующих, но данной методике герметичность кольцевого пространства оценивается не только в процессе освоения, но и по поступлению пластовых вод в течение первого года эксплуатации, включая процесс освоения. Это позволяет более полно оценивать изолирующие свойства нового материала при длительном воздействии нагрузок на цементное кольцо, которые возникают в процессе эксплуатации. [13]
Такие экраны способствуют более равномерному подъему ВНК, тем самым увеличивают безводный период работы и, следовательно, повышают нефтеотдачу пласта в целом. Кроме того, в обоих случаях скорость фильтрационных потоков увеличивается в нефтенасыщенной части, что способствует повышению коэффициента нефтеотдачи как под влиянием этой скорости, так и ( в отдельных случаях) вследствие перехода неньютоновского течения нефти в ньютоновское. Это может привести также к вовлечению в разработку ранее не работавших нефтенасыщенных прослоев. [14]
Значения дебитов жидкости этих скважин могут быть приняты равными в первом приближении характерным значениям в предшествующий чисто нефтяной период эксплуатации. Последующая динамика обводнения скважин этой категории может устанавливаться, например, по осредненным кривым обводнения скважин этих и соседних участков, по данным работы подбираемых на этих участках скважин-аналогов - прежде всего по толщине и размещению в формально вскрытом разрезе основных интервалов притока на стенках скважин. С учетом последних данных могут приниматься также решения о выводе некоторых скважин этой категории из эксплуатации ввиду практически полного обводнения вскрытых интервалов ограниченной толщины. Естественно, оценивается и безводный период работы этих скважин в планируемом году. [15]