Cтраница 2
Наличие сероводорода в продукции добывающих скважин предопределяет значительное снижение надежности подземного и наземного оборудования, коммуникаций системы сбора, подготовки нефти и воды. [16]
В процессе эксплуатации продукция добывающих скважин, естественно, обводняется, причем к концу эксплуатации скважин добываются огромные объемы воды. В процессе разработки месторождения технологи стремятся уменьшить эти объемы, проводя различные геолого-технические мероприятия. Поэтому необходимо постоянно следить за процессом обводнения каждой скважины. Для этих целей предназначен документ, который называется шахматной обводнения скважины, где по годам, месяцам и дням фиксируются обводненность продукции и дата замера. [17]
Наличие сероводорода в продукции добывающих скважин создает проблемы в нефтегазодобывающем комплексе. [18]
Источники водопроявлений в продукции добывающих скважин - это закачиваемые в нагнетательные скважины пластовые воды. [19]
Удаление сероводорода из продукции добывающих скважин позволяет уменьшить или предотвратить развитие сероводородной коррозии и образование отложений сульфида железа в нефтепромысловом оборудовании. [20]
Нейтрализация сероводорода в продукции добывающих скважин / / Нефтепромысловое дело. [21]
Разнообразная картина обводнения продукции добывающих скважин обусловлена особенностями перемещения ВНК и фронта закачиваемой воды по пластам, на которые расчленен горизонт Д1 ( отличающийся сложным геологическим строением. Он представляет собою совокупность чередующихся разных по толщине и относительному расположению в разрезе проницаемых и непроницаемых прослоев. Ему присуща значительная фа-циальная изменчивость. Пласты песчаников большой толщины часть на расстоянии 500 м и менее переходят в аргиллиты. [22]
Наблюдается уменьшение обводненности продукции добывающих скважин и, следовательно, рост среднесуточных деби-тов по нефти после закачки в пласт гелеобразующей композиции. Очевидно, это служит подтверждением механизма геле-образования в пласте и связано с перераспределением нагнетаемой воды по отдельным пропласткам неоднородных пластов, возникновением новых линий тока и вовлечением в более активную разработку малопроницаемых пропластков, имеющих более высокую нефтенасыщенность, чем высокопроницаемые и хорошо промытые водой прослои. [23]
Определение степени обводнения продукции добывающих скважин является одной из базовых информационных задач разработки нефтяных месторождений. Еще тридцать ЛЕГ назад авторы статш [1] заключили, что существующими устьевыми пробоотборниками отбирается случайная проба, которая по мнотим причинам может не соответствовать истинной добыче нефти и воды. Такая ситуация сохранилась до сегодняшнего дня го большинстве нефтедобывающих предприятий, и нахождение универсального решения этой проблэды невозможно в ближайшее время, из-за финансовых затруднений нефтяных компаний. [24]
Анализ динамики обводненности продукции добывающих скважин опытных участков скв. [25]
Появление водной фазы в продукции добывающих скважин за счет закачиваемой через нагнетательные скважины воды и притока пластовых вод является закономерным процессом. [26]
По мере общего роста обводненности продукции добывающих скважин и снижения количества закачиваемой циклически воды эффективность процесса уменьшилась. К концу 1980 г. циклическая закачка на Долинском месторождении прекращена. На Северо-Долинском месторождении циклическая закачка воды начата в 1974 г. и продолжается с получением дополнительной добычи нефти. [27]
В отличие от фазового состава безводной продукции добывающих скважин обводненная продукция содержит еще одну фазу - водную. [28]
Для определения доли тюменского газа в продукции добывающих скважин ( а) и коэффициента охвата пласта закачанным тюменским газом ( Рош) специалистами ВНИИГАЗа и СеверНИПИгаза при участии автора были разработаны описанные ниже расчетные методики. [29]
Таким образом, обнаружение сульфокислот в продукции добывающих скважин и рост содержания серы в целом практически невозможно объяснить никакими другими причинами, кроме техногенных. Данное обстоятельство требует дополнительной обработки нефти при товарной подготовке. Учитывая, что ароматические серосодержащие компоненты нефти сульфируются серной кислотой со значительно большей скоростью, чем все остальные компоненты нефти, можно предположить, что обработка нефти водным раствором щелочи будет способствовать переходу из нефти в воду значительной части сероорганики, представленной сульфированными сероорганическими полициклическими соединениями. [30]