Увеличение - добыча - жидкость
Cтраница 1
Увеличение добычи жидкости из эксплуатационных скважин ( пррг сокращении их числа вследствие выключения из эксплуатации в результате обводнения) осуществлялось как путем снижения забойных давлений и ввода в эксплуатацию ряда новых скважин, так и повышением пластового давления на линии нагнетания, дополнительным разрезанием отдельных участков залежи с переносом фронта заводнения. [1]
В самом деле, увеличение добычи жидкости обязательно ведет к увеличению расхода топливно-энергетических ресурсов. Их потребление связано с проведением мероприятий по уменьшению объемов попутно добываемой воды. Это учитывается не отдельными дискретными значениями, а интегрально в течение всего времени разработки и с высокой точностью. [2]
Анализ прироста добычи нефти от увеличения добычи жидкости на единицу перфорированной толщины показал наличие прямой зависимости, что и могло явиться причиной низкой эффективности по скважинам с большой перфорированной толщиной пласта. [3]
Количество добываемой нефти растет не пропорционально степени увеличения добычи жидкости, а медленнее. Это связано с особенностью обводнения добываемой из пласта нефти. Тем не менее, увеличение темпа добычи жидкости всегда приводит к увеличению количества добываемой нефти. [4]
Характерно отметить, что из-за интенсивной закачки воды увеличение фонтанной составляющей добычи жидкости из скважин механизированного фонда шло более быстрыми темпами, чем увеличение расхода электрической энергии из-за роста производительности насосных установок. Это указывает на недоиспользование добывных возможностей скважин, что и стало фактором, в основном определившим снижение удельного расхода энергии. [5]
Третий, четвертый, пятый, шестой члены уравнения показывают увеличение добычи жидкости по старому фонду скважин в планируемом году по сравнению с предыдущим. [6]
Обводненность добываемой из пласта жидкости за двадцатилетний период разработки имеет тенденцию возрастать с увеличением добычи жидкости в третьей стадии. Повышается, но более резко, и значение суммарного водонефтяного фактора. [7]
Приведенные данные подтверждают принятую при конструировании формул ( 16) и ( 17) гипотезу увеличения добычи жидкости и нефти с элементов пропорционально их мощности. [8]
Поскольку отклонение qu в 1968 г. составило 66 3 тыс. т / мес, прирост добычи нефти за счет увеличения добычи жидкости равняется 17 7 тыс. т / мес нефти на каждые 33 1 тыс. м3 / мес добычи жидкости. [9]
Очевидно, для однопластового неоднородного по проницаемости объекта поддержание заданного дебита нефти qa - const можно достигнуть в результате увеличения добычи жидкости при переменном перепаде давления во времени, а для многопластового вследствие регулирования ввода отдельных пластов в разработку во времени. [10]
Циклирование газа не является ни средством поддержания давления, ни методом вторичного извлечения, а представляет собой метод добычи при искусственном поддержании энергии пласта, использующийся для увеличения добычи жидкостей природного газа из влажных газовых продуктивных пластов. После того, как из влажного газа извлечены жидкости, которые отправлены в установку пиклирования, оставшийся сухой газ возвращается в продуктивный пласт через нагнетательные скважины. По мере рециркуляции сухого газа по продуктивному пласту он еще впитывает в себя жидкость. [11]
 |
Рабочие характеристики ЭЦН 5 - 200 - 800. [12] |
Результаты исследований представлены в виде графических зависимостей ( рис. 50) и позволяют отметить улучшение работы насоса при применении турбулизаторов. Эффект в данном случае выражается в увеличении добычи жидкости на 10 - 15 м3 / сут при работе насоса на оптимальном режиме. [13]
Нефтяное месторождение как объект управления относится к классу многосвязных систем. Все скважины гидродинамически связаны между собой, вследствие чего увеличение добычи жидкости из определенной группы скважин и ввод в действие новых добывающих приводит к падению добычи жидкости из оставшихся. Это может привести в некоторых случаях и к падению суммарной добычи нефти со всего месторождения. Подробное изучение таких объектов позволит понять вариационный характер задачи управления процессом разработки месторождения и сформулировать один из возможных критериев качества управления. [14]
Устойчивость уровня добычи нефти обеспечивается бурением оставшегося основного фонда скважин и части резервного, а также применением методов интенсификации отбора жидкости. Однако по мере обводнения продукции скважин наступает момент, когда интенсивность обводнения продукции становится выше интенсивности роста добычи жидкости. После этого начинается снижение добычи нефти, несмотря на увеличение добычи жидкости, что может обусловливаться отключением части обводнившихся скважин и ограниченными возможностями оборудования и установок по сбору и подготовке нефти. Продолжительность стадии зависит от максимального уровня добычи нефти и соотношения вязкостей нефти и воды. [15]
Страницы: 1 2