Увеличение - дебит - жидкость
Cтраница 1
Увеличение дебита жидкости на одну обработку по данным скважинам составляет в среднем 13 4 м3 / сут. Почти во всех скважинах наблюдается рост коэффициента продуктивности, в среднем на одну обработку в 6 6 раза. [1]
Для увеличения дебита жидкости за цикл при низких столбах жидкости в скважине в подъемных трубах над камерой устанавливают обратный клапан, который не дает оставшейся жидкости стекать обратно в камеру. [2]
Эффективность увеличения дебитов жидкости скважин можно проиллюстрировать на примере участка водо-нефтяной зоны Северо-Азна - каевской площади, показатели разработки которого приведены в таблице. [3]
При увеличении дебита жидкости по скважине себестоимость добываемой нефти уменьшается, поэтому экономический предел эксплуатации залежи будет соответствовать более высокому значению обводненности добываемой жидкости, чем при эксплуатации скважин при меньшем дебите. Поэтому увеличение отбора жидкости из скважин косвенно, через экономику, способствует увеличению конечной нефтеотдачи пласта. [4]
 |
Зависимость обводненности от состава ЖГС по скв. 387 Городецкого месторождения. [5] |
В-третьих, наблюдается увеличение дебита жидкости в течение первых двух месяцев работы скважины. [6]
При водонапорном режиме с увеличением дебита жидкости возможно искривление индикаторной линии, главным образом за счет фильтрационных сопротивлений в фильтровой части скважины. Здесь следует заметить, что при наличии линейных сопротивлений в основной части пласта сопротивления зоне фильтровой части могут быть нелинейными, тогда и происходит упомянутое искривление индикаторной линии. [7]
При водонапорном режиме с увеличением дебита жидкости возможно искривление индикаторной линии, главным образом до счет фильтрационных сопротивлений в фильтровой части сква-яошы. Здесь следует заметить, что при наличии линейных сопротивлений в основной части пласта сопротивления в зоне филъ - 1ровой части могут быть нелинейными, тогда и происходит упо - 0шутое искривление индикаторной линии. [8]
 |
Форсированный отбор жидкости скважины 13904 VI блока. [9] |
ГТМ, 1 1 - 2 0-кратное увеличение дебита жидкости произошло почти по 90 % скважин, в том числе 1 5 - 2 - кратное в 51 9 % скважин, 1 1 - 1 4 раза в 37 9 % фонда скважин. [10]
Одним из основных показателей, наглядно демонстрирующим эффективность применения ГРП, является кратность увеличения дебита жидкости после проведения работ и накопленная дополнительная добыча нефти. [11]
Интересно определить ту пороговую величину Аг - весовой доли агента или весовой обводненности жидкости, при достижении которой, судя только по увеличению дебита жидкости, эффективным кажется предельное до нуля снижение забойного давления добывающей скважины. [12]
По 4-му варианту разработки нефтяной залежи в таблице основных параметров для различных значений А2 - весовой текущей обводненности приведены значения vq - возможного коэффициента увеличения дебита жидкости и X - возможного дополнительного снижения дебита нефти. По каждому из четырех сортов нефти с учетом некоторых технических возможностей глубинно-насосного оборудования ( резерв увеличения производительности до 40 - 55 %) принято среднее значение А. [13]
Повышение отбора жидкости в третьей, а иногда уже и в конце второй стадии при разработке залежей третьей и четвертой групп следует в первую очередь осуществлять за счет увеличения дебита жидкости пробуренных скважин - путем снижения давления на забое их, повышения давления на линиях нагнетания, создания дополнительных линий и очагов заводнения. [14]
Это обеспечивает увеличение дебита жидкости и снижение обводненности - продукции. Кроме того, добыча жидкости и нефти при этом режиме увеличивается за счет снижения плотности столба жидкости ниже приема скважинного насоса и, следовательно, уменьшения противодавления на пласт. [15]
Страницы: 1 2