Cтраница 1
Производительность нефтяных скважин замеряют периодически путем поочередного подключения каждой скважины к соответствующему мернику. Мерник обслуживает одну или несколько скважин. На групповой замерной установке во время замера продукции одной скважины продукция всех других смешивается и, не замеренная, поступает в коллектор. Система обратных клапанов и задвижек, объединенных в распределительный манифольд, дает возможность замерять продукцию одной скважины без нарушения работы других. [1]
Производительность нефтяных скважин зависит от ряда факторов, основные из которых: гидропроводность, являющаяся функцией - проницаемости пласта и вязкости нефти, и перепад между забойным и пластовым давлениями. Наибольшее влияние оказывают проницаемость призабойной зоны и вязкость нефти. [2]
Представляется целесообразным производительность нефтяных скважин отображать совокупностью характеристик: а) среднеарифметическим значением показателя ( параметра) за заданный интервал времени и значением постоянной составляющей, б) начальным экстремальным значением показателя, в) характеристикой траектории изменения текущих значений показателя внутри исследуемого временного интервала. [3]
Для расчета производительности нефтяных скважин как при закачке, так и при отборе газа желательно иметь данные по дебиту нефти и забойному давлению по этим скважинам. [4]
Для контроля производительности нефтяных скважин, учета добычи нефти и газа и выяснения экономических показателей работы бригад и всего промысла необходимо организовать точный замер и тщательный учет продукции. [5]
Для расчета производительности нефтяных скважин как при закачке, так и при отборе газа желательно иметь данные по дебиту нефти и забойному давлению по этим скважинам. [6]
Способ увеличения производительности нефтяных скважин путем воздействия на призабойную зону методом гидравлического разрыва пласта впервые был применен американской нефтяной фирмой. [7]
Мероприятия по повышению производительности нефтяных скважин путем воздействия на призабойную зону пласта должны осуществляться с обеспечением сохранности колонны обсадных труб и цементного кольца выше и ниже продуктивного горизонта. [8]
Примеры обработки информации о производительности нефтяных скважин представлены в табл. 10, И. [9]
Какие существуют методы увеличения производительности нефтяных скважин. [10]
Информационно-измерительная система для измерения производительности нефтяных скважин ИИСИП по жидкости и газу должна соответствовать сформулированным требованиям. [11]
При проведении мероприятий по повьппению производительности нефтяных скважин путем воздействия на призабойную зону пласта должна быть обеспечена сохранность колонны, обсадных труб и цементного кольца выше и ниже продуктивного горизонта. [12]
При проведении мероприятий по повышению производительности нефтяных скважин пртем воздействия на призабойную зону пласта должна быть гарантирована сохранность колонны обсадных труб и цементного кольца выше и ниже продуктивного пласта. Нельзя проводить мероприятия по интенсификации добычи нефти в скважинах, технически неисправных, в частности при нарушенном цементном кольце за колонной, особенно когда есть опасность пластовых перетоков нефти ( газа, воды) в заколонном пространстве. [13]
Одним из факторов, влияющих на производительность нефтяных скважин, содержащих в продукции значительное количество парафина и асфальто-смолистых веществ ( АСПО), является их отложение в призабойной зоне пласта. [14]
При разработке информационно-измерительной системы для измерения производительности нефтяных скважин ( ИИСИП) необходимо учитывать комплекс требований, обусловленных физико-химическими и информационными свойствами потока, свойствами окружающей среды, особенностями технологической системы, в которой должна работать ИИСИП, а также характеристику системы сбора и передачи информации. [15]