Промысловый результат
Cтраница 2
 |
Схема расположения скважин опытно-промышленного участка ПТВ на Гремихинском месторождении. [16] |
С учетом накопленного опыта на месторождениях Зыбза, Усин-ское, а также конкретных промысловых результатов, полученных на опытных участках, составлена технологическая схема разработки всего Гремихинского месторождения с применением паро-теплового воздействия на пласт. [17]
В связи с тем что основные технологические параметры, закладываемые в проекты разработок, как правило, принимают на основании анализа конкретных промысловых результатов, для получения этих данных проводили специальные промыслово-экс-периментальные исследования. [18]
В нескольких статьях, опубликованных после 1975 г., описаны проблемы, обусловленные конструкцией забойного оборудования [123, 124], модельными исследованиями [119, 125, 126] и промысловыми результатами [123, 127] намыва гравия в сильнонаклонных скважинах. [19]
В проекте был обоснован выбор опытного участка на месторождении, имеющем сравнительно небольшие размеры и остаточные запасы углеводородов, что позволяло в короткие сроки получить промысловые результаты, необходимые для оценки эффективности воздействия и сопоставления с ранее выполненными лабораторными и теоретическими данными. [20]
Реализация предложенного подхода может способствовать повышению качества подготовительных работ по обоснованию воздействия на ПЗС и объект воздействия в целом, и, в конечном итоге, добиваться хороших промысловых результатов. [21]
В табл. 1.8 приведены результаты сортировки значений угловых коэффициентов начальных участков ИТК той части базы данных, которые в совокупности дают возможность учитывать разгонку нефти по ИТК при построении модели компонентного состава пластовой нефти по промысловым результатам исследования глубинных проб. [22]
Для получения информации случайным образом выбирается скв. Как видно из табл. 104, промысловый результат обработки этой скважины положительный, следовательно, она относится к образу А. [23]
Для этого необходимо тщательно анализировать все результаты опытных работ, сопоставлять лабораторные и промысловые результаты, обобщать опыт применения метода на многих участках, накапливать данные для статистической обработки. [24]
На рис. 38 приведены расчетные изменения скважинкой температуры во времени. Здесь показаны промысловые замеры температуры после электротепловых обработок, полученные на нескольких скважинах месторождения Южный Аламышик объединения Узбекнефть. Как видно, наблюдалось удовлетворительное совпадение расчетных и промысловых результатов. [26]
Следует отметить, что представленные уравнения турбулентного потока применяют понятие турбулентной вязкости, равной ( PV) / 3 2, а не пластической. PV) / 3 2, обеспечивает получение данных для потерь давления, согласующихся с промысловыми результатами. [27]
В процессе разработки нефтяных залежей направление фильтрации нефти и воды меняется за счет изменения режима работы, остановки добывающих и нагнетательных скважин, уплотнения сетки, ввода новых нагнетательных скважин. В связи с этим возможна фильтрация нефти из невыработанных участков залежи по уже промытому до остаточной нефтенасыщенности пласту. В этом случае происходит вторичное насыщение пласта нефтью с последующим ее вытеснением водой. Промысловые результаты показывают, что в этом случае величина kHQ возрастает. Экспериментальные исследования по вытеснению нефти водой Е условиях повторного нефтенасыщения заводненного пласта показали, что в этом случае & но увеличивается на 13 - 35 % по сравнению с остаточной нефтенасыщенностью при первичном вытеснении [30], Все эти явления необходимо учитывать при сравнении значений & но, полученных на кернах и по геофизическим данным. [28]
В этой технологии скважина имеет двойное заканчивание - в нефтяной и водяной зонах. Наличие пакера позволяет осуществлять независимый отбор воды с целью формирования обратного нефтяного конуса. Одновременно по НКТ осуществляется отбор безводной нефти. Промысловые результаты применения данной технологии подтверждают возможность реанимации сильно обводненных скважин на основе предлагаемого подхода. [29]
При добыче нефти уже в призабойной зоне нефтяного пласта не исключается нарушение фазового равновесия и образование отложений на стенках пор продуктивного пласта. При этом существенную роль играет разгазирование нефти в призабойной зоне, что всегда будет снижать температуру нефти. В результате при снижении температуры ниже температуры насыщения парафинами возможно ухудшение проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта из-за пара-финизации поверхностей пор выкристаллизовавшимся микрокристаллическим парафином. Как показывает практика, в таких случаях тепловое воздействие на пласт всегда повышает фильтрационную способность призабойной зоны и увеличивает дебит скважины. Достоверность указанного механизма снижения проницаемости призабойной зоны подтверждается промысловыми результатами, показавшими, во-первых, резкое повышение содержания парафинов в нефтях после теплового воздействия на пласт по сравнению с нефтью до обработки и, во-вторых, отсутствие существенного эффекта. [30]
Страницы: 1 2 3