Исследованная скважина

Cтраница 1

Исследованные скважины расположены в центральной сводовой части месторождения. Резкой дифференциации состава газа по разрезу не отмечается. [1]

Исследованную скважину герметизируют устьевым оборудованием или пакером ( для раздельного исследования каждого поглощающего пласта) и в нее закачивают жидкость с постоянной подачей до получения постоянного перепада давления. Исследование скважины следует проводить не менее чем при трех режимах нагнетаний. Создаваемые при этом перепады давления в скважине должны отличаться один от другого в 1 5 - 2 раза. Если закачиваемая жидкость отличается по плотности от жидкости, находящейся в скважине, необходимо продолжить работу на первом режиме до замещения всей жидкости выше поглощаемого пласта и последующего достижения постоянного перепада давления на манометре. [2]

Все исследованные скважины законтурные. [3]

Зависимость дебита и рабочего давления от расхода газа. [4]

В исследованной скважине НКТ спущены до верхних отверстий перфорации, поэтому давление у башмака равно забойному. [5]

Зависимость К от Re, получевная при исследовании газовых скважин по данным Е.В.Лсвыкипа, С.М.Тверковкина и автора. [6]

На исследованных скважинах дебит газа во много раз превышал количество жидкости, поэтому методика обработки результатов была принята той же, что и при исследовании газовых скважин. [7]

Если число исследованных скважин меньше необходимого, то входной контроль не допускает к проектированию рассматриваемую нефтяную залежь. [8]

В большинстве исследованных скважин башмак НКТ спущен слишком низко, часто он перекрывается столбом жидкости, поэтому из результатов исследований основную информацию несут кривые термометрии, зарегистрированные во времени в остановленной скважине. [9]

По 12 исследованным скважинам только в одной скважине саргаевский горизонт обнаруживает незначительную приемистость. Выработкой охвачено лишь 6 6 % перфорированной эффективной мощности саргаевского горизонта. Степень охвата выработкой коллекторов воронежского горизонта по мощности значительно выше ( работающая мощность составляла 39 % от перфорированной), однако только в 64 % исследованных скважин воронежский горизонт работает. Пласты коллектора семи-лукско-бурегского горизонта характеризуются наиболее высокой степенью охвата выработкой по мощности ( 50 %) и во всех исследованных скважинах семилукско-бурегский горизонт участвует в работе. [10]

На многих исследованных скважинах, которые эксплуатируют пласты одним фильтром и у которых НКТ спущены не в зумпф, а установлены выше кровли верхнего пласта для возможности спуска вертушечных дебитомеров, отмечено засорение фильтра нижних пластов смесью песка и глинистого раствора, вынесенных из призабойной зоны. Поэтому нижние пласты в этих скважинах частично или полностью отключены. Для подключения их в работу необходимы постоянный контроль за состоянием забоя скважин и их очистка. [11]

В каждой из исследованных скважин контроль за изменением температуры включает выделение интервалов с измененной пластовой температурой, нахождение максимальной величины изменения температуры и выяснение причин изменения. Наиболее просто выявить изменения температуры против неперфорированных пластов путем сравнения термограммы с гео-термой. Обычно температура нагнетаемой воды намного ниже пластовой, и подход к скважине теплового фронта отражается появлением на термограммах отрицательных температурных аномалий. Начало охлаждения отмечается изменением геотермического градиента ниже и выше заводняемого пласта. Выше пласта геотермический градиент постепенно ( сверху вниз) уменьшается до нуля и затем принимает отрицательные значения; вниз от охлаждающего пласта геотермический градиент, напротив, приобретает более высокие значения по сравнению с начальным градиентом естественного теплового поля. В выходящих из бурения скважинах интервалы со значительно сниженной температурой могут быть выделены по термограммам, снятым для определения высоты подъема цемента через сутки после заливки колонны. Однако выявить пласты, охлажденные менее чем на 1 - - 3 С, затруднительно, поскольку термограммы в этот период сильно дифференцированы. В остановленных на короткое время добывающих и нагнетательных скважинах могут быть выделены интервалы прохождения теплового фронта по пластам выше перфорированного горизонта. Хотя в таких скважинах тепловой режим нарушен потоком жидкости и не успевает полностью восстановиться, пласты с измененной более чем на 2 - 3 С температурой достаточно четко выделяются. [12]

Фактически каждая пробуренная и исследованная скважина освещает вполне определенную ограниченную зону залежи. [13]

Ниже приведена геологопромысловая характеристика исследованной скважины и нефтепровода до групповой установки. [14]

При относительно малом числе исследованных скважин неточно определяется средняя продуктивность нефтяных пластов и потому, ради обеспечения надежности не менее 90 %, приходится резервировать ( срезать) некоторую часть известной средней продуктивности. [15]

Страницы: 1 2 3 4