Cтраница 1
Отдельная добывающая скважина эксплуатирует величину QK - подвижных запасов нефти. [1]
По отдельным добывающим скважинам сравнение реальной зависимости дебитов нефти и жидкости от накопленного отбора нефти с эталонной зависимостью позволяет выявить много интересных фактов: ухудшение продуктивности нефтяных пластов, дополнительное снижение дебита нефти из-за ограниченной производительности применяемого глубинного насоса, аварийное снижение дебита нефти, изменение эксплуатируемых запасов нефти из-за изменения работы соседних нагнетательных и добывающих скважин, эффективность применения нового метода повышения нефтеотдачи пластов по приросту дебита нефти и извлекаемых запасов нефти. [2]
По отдельной добывающей скважине по начальному коэффициенту продуктивности по нефти и последующим коэффициентам продуктивности по нефти и воде устанавливают фактический коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющей воды в пластовых условиях. [3]
По отдельной добывающей скважине строят график зависимости коэффициента продуктивности по нефти в начальный безводный период и в последующий водный период ( после начала обводнения добывающей скважины) по нефти и воде от накопленного отбора нефти. Полученный график заменяют двумя прямолинейными отрезками: первый - параллельный оси накопленных отборов, второй - наклонный к оси накопленных отборов. По этому графику определяют накопленный отбор нефти за начальный безводный период и конечный накопленный отбор нефти. По соотношению конечного и начального безводного накопленных отборов нефти определяют показатель неравномерности вытеснения нефти водой в добывающую скважину. [4]
На примере отдельной добывающей скважины все довольно просто. Если не снижать забойное давление ниже давления насыщения, то в период значительного обводнения продолжение эксплуатации этой скважины и увеличение ее дебита жидкости приводит к увеличению ее текущей и суммарной добычи нефти; происходит пусть небольшое, но все-таки увеличение. [5]
Прорывы нагнетаемого газа в отдельные добывающие скважины увеличивают его удельный расход н энергетические затраты на процесс. Поэтому важно своевременное их выявление и устранение. [6]
Прорывы нагнетаемого газа в отдельные добывающие скважины увеличивают его удельный расход и энергетические затраты на процесс. Поэтому важно своевременное их выявление и устранение. [7]
Сначала представим определение эффективности мероприятия по отдельной добывающей скважине, проведенного непосредственно по ней или по ее нагнетательной скважине. По рассматриваемой добывающей скважине необходимы данные о ее дебите жидкости, обводненности, дебите нефти и числе дней работы по месяцам за предыдущий и последующий периоды. Кроме того, необходимы значения забойного давления и величины теоретической производительности ( по воде) глубинного насоса, спущенного в скважину. [8]
Интегральные зависимости можно строить и по отдельным добывающим скважинам опытно-промышленного участка, что позволяет дифференцировать степень влияния нестационарного воздействия по площади участка. [9]
Таким образом, здесь были даны формулы для отдельной добывающей скважины, эксплуатирующей два существенно различных нефтяных пласта, разновременно введенных в эксплуатацию. Приведенные формулы позволяют оценить технологическую эффективность обводнения двух пластов и выделить влияние разновременности ввода пластов в эксплуатацию. [10]
Когда метод применяется по отдельным скважинам, то по каждой отдельной добывающей скважине необходимо иметь по месяцам численные значения: ее дебитов нефти и жидкости, ее забойного и пластового давлений; затем надо построить графики зависимости дебитов нефти и жидкости, забойного и пластового давлений от накопленного отбора нефти. [11]
Отмечается снижение эффективности циклического заводнения по участкам в целом и по отдельным добывающим скважинам с увеличением продолжительности предшествующей разработки участков ( эксплуатации скважин) в условиях обычного заводнения. [12]
При этом для ячейки скважин были получены довольно универсальные формулы1 общего дебита, дебитов отдельных добывающих скважин и среднего пластового давления, которые применимы при различном числе добывающих скважин, учитывают зональную неоднородность нефтяных пластов по коэффициентам продуктивности добывающих и приемистости нагнетательной скважин, включая соотношение подвижностей вытесняющего агента и нефти. Замечательно, что коэффициенты продуктивности и приемистости могут быть любыми. Что соотношение подвижностей агента и нефти может быть любым. Что число добывающих скважин, окружающих центральную нагнетательную, может быть различным. Более того, забойные давления у окружающих добывающих скважин могут быть различными. [13]
Для регулирования движения нефти и газов по пласту применяли закачку воды или тяжелой нефти в отдельные добывающие скважины, что способствовало временному выравниванию профилей притока по разрезу пласта. [14]
Нефтяные пласты будут разбурены и введены в разработку в течение многих лет; значит, будут отдельные добывающие скважины, которые по времени разработки намного опередят остальные добывающие скважины. По таким авангардным скважинам, достигшим достаточно высокой обводненности отбираемой жидкости, можно определить фактическую неравномерность вытеснения нефти и коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющей воды - не просто наблюдать фактическую неравномерность и фактическое различие, а определить количественные показатели неравномерности и различия, которые затем будут вложены в расчеты дальнейшей разработки нефтяных пластов. По крупнейшим нефтяным залежам с большим числом проектных скважин, измеряемым сотнями и тысячами, есть смысл на отдельном участке с густой сеткой скважин, по сравнению с проектной сеткой, сгущенной в 8 - 16 раз, провести скоростную экспериментальную разработку, опробовать проектируемую технологию и определить фактическую расчетную послойную неоднородность пластов по проницаемости. [15]