Увеличение - обводненность - продукция - скважина
Cтраница 1
Увеличение обводненности продукции скважин ухудшает условия выделения газа. Наличие границы раздела вода - нефть является отличительной особенностью выделения газа из трехкомпонентных смесей, в состав которых входит кинетически неустойчивая эмульсия. В то же время Буевич [6] утверждает, что сепарацию газа из эмульсий с водосодержанием до 30 % объема, обладающих, как правило, ньютоновскими свойствами, при наличии сильно развитой внутренней диспергированной водной фазы можно рассматривать как процесс, происходящий в гомогенной жидкости, только с повышенной вязкостью. При этом снижение скорости относительного скольжения газа объясняется повышением вязкости эмульсии. Такое объяснение в некоторой степени приемлемо, но недостаточно характеризует процесс выделения газа из эмульсий. Процесс подъема пузырьков в эмульсии происходит в непрерывной среде, какой является безводная нефть. Наличие диспергированной воды в нефти изменяет вязкость системы - водонефтяной эмульсии, сохранив при этом вязкость непрерывной фазы. Поэтому представление процесса выделения пузырьков газа из нефтяной эмульсии аналогичным в условиях гомогенной среды повышенной вязкости ( численно равной вязкости водонефтяной эмульсии) не может объяснить аномалию при выделении газа из обводненных нефтей. [1]
С увеличением обводненности продукции скважин до 50 % и более расходы газа при продавке жидкости и пуске скважины возрастают до 18 - 20 тыс. м3 / сут, а при эксплуатации на постоянном режиме - до 6 - 8 тыс. м3 / сут. [2]
При увеличении обводненности продукции скважины с 20 % до 95 % рентабельный прирост дебита скважины увеличивается в 1 33 раза для пластов АВ и БВ и 1.35 для ЮВ. [3]
Однако по мере увеличения обводненности продукции скважин расширять УПВ таким образом нерационально из-за больших затрат металла. [4]
 |
Схема установки подготовки воды и нефти, применяемая при большом обводнении продукции скважин ( 50 %. [5] |
Однако по мере увеличения обводненности продукции скважин, происходящей на более поздней стадии разработки нефтяных месторождений, расширять установки подготовки нефти путем монтажа дополнительных емкостей 2 и 7 нерационально. [6]
Известно, что при увеличении обводненности продукции скважин ее вязкость значительно возрастает по сравнению с вязкостью безводной нефти. При последующем увеличении обводненности происходит ее инверсия; вязкость прямых эмульсий приближается к вязкости воды. [7]
Отсюда следует, что с, увеличением обводненности продукции скважины в обоих эксплуатационных горизонтах уменьшается наработка на отказ, и этот показатель у девона сравнительно меньше, чем у карбона, что говорит о худших условиях эксплуатации ШГН в девонских скважинах. Среднее время восстановления работы девонских скважин больше, чем у карбона ( на 4 часа), что объясняется большей глубиной подвески ШГН в девонских скважинах. [8]
Третья стадия - падающая добыча нефти - характеризуется снижением нефтедобычи, увеличением обводненности продукции скважин и большим падением пластового давления. На этой стадии решается задача замедления темпа падения добычи нефти методами, применявшимися на второй стадии, а также загущением закачиваемой в пласт воды. [9]
В процессе разработки нефтяных месторождений увеличивается отношение объемов закачиваемой воды к добываемой нефти, что вызывает увеличение обводненности продукции скважин. В связи с этим возрастают объемы утилизируемых пластовых и сточных вод ( табл. 76) и соотношение объемов закачиваемых сточных вод и общего объема закачки. [10]
Независимо от принадлежности объектов эксплуатации к различным геологическим системам ( девон или нижний карбон) динамика себестоимости добычи нефти имеет аналогичный характер: низкие затраты в начале разработки месторождения, затем постоянный все ускоряющийся рост их с увеличением обводненности продукции скважин и падением добычи нефти. [11]
Коэффициент полезного действия газлифтных установок, рассчитанный с учетом собственного газового фактора, составил 0 51, а по безводным скважинам с высоким пластовым давлением и значительным коэффициентом продуктивности достигал 0 70 и более. Однако с увеличением обводненности продукции скважин КПД газлифта уменьшается. При этом важное значение имеет более тщательная оптимизация режима работы скважины. [12]
Приводятся результаты анализа эффективности форсированного отбора жидкости при разработке пластов Д1 и Д п Туймазинского месторождения. Показано, что с увеличением обводненности продукции скважин доля неудачных переводов на форсированный режим увеличивается. Установлено, что для получения наибольшего технологического эффекта необходимо устанавливать более высокие отборы. [13]
Если расчет проводят детерминированным методом, то глубину установки рабочего клапана определяют при конкретном значении каждого параметра, влияющего на результат расчета. Так, например, глубину установки клапана увеличивают с увеличением обводненности продукции скважины. Истинная обводненность, как правило, отличается от результатов ее измерения или предсказания. Это отклонение носит случайный характер и имеет некоторое распределение плотности вероятности, которое может быть близко к нормальному закону. Действительная обводненность продукции скважины может оказаться больше или меньше измеренной или предложенной, используемых при расчете глубины установки рабочего клапана и расхода газа через него. [14]
Вторая стадия характеризуется максимальными объемами добычи нефти. На этой стадии по мере роста объема закачанной в пласт воды начинается увеличение обводненности продукции скважин. Временная продолжительность этой стадии невелика, а иногда она может отсутствовать. [15]
Страницы: 1 2