Интервал - приток
Cтраница 2
В то же время вне интервалов притока в добывающих скважинах обязательно присутствует составляющая, обусловленная дроссель-эффектом в интервалах притока. [16]
Из табл. 28 следует, что интервалы притока по всем скважинам составляют 0 9 29 4 % or вскрытой толщины продуктивного пласта. Таким образом, каждая скважина имеет неработающий ствол большого размера. [17]
После построения графика удельного расхода определяют интервалы притока нефти и воды по следующей методике. [18]
При решении таких задач, как выделение интервалов притока, определение местоположения отдающих пластов и установление обводненных интервалов в добывающих скважинах, прослеживание температурного фронта закачиваемых вод, применяют термометры с разрешающей погрешностью не менее 0 01 С. Таким требованиям удовлетворяют преобразователь температуры ПТС-1 и скважинный термометр-локатор муфт СТЛ-28. По разрешающей способности эти приборы почти одинаковы. [19]
В зоне смешивания нефтей ( совпадающего с интервалом притока нефти) температуры двух потоков - восходящего и притекающего из пласта - выравниваются с соответствующим изменением температуры более теплой восходящей нефти. [20]
С учетом этого желательно исследовать скважины после предварительного изучения интервалов притока нефти и воды иэ пласта при различных режимах отбора жидкости. [21]
При помощи дебитометрии в работающих нагнетательных и добывающих скважинах выделяют интервалы притока флюидов к забоям скважин, определяют дебиты отд. [22]
Анализ данных табл. 5 показывает, что углубление скважин ниже интервала притока не оправдано. Так, общая длина этого интервала только в единичных случаях составляет 20 2 - 29 4 % ( скв. В остальных же случаях она колеблется в пределах 0 9 - 13 6 % ( скв. Это в равной степени относится к скважинам с открытым и закрытым забоем независимо от их местоположения на залежи. Следовательно, размеры зон притока составляют незначительную часть вскрытой толщины среднеэоценовых отложений. [23]
Определяются число и расположение газовых скважин, в которые поступает вода, интервалы притока воды и характер обводнения. Эти сведения сопоставляются с данными, полученными на предыдущих этапах. В результате анализа делаются предварительные выводы об интенсивности проявления того или иного режима, а также момент перехода с одного режима на другой. [24]
Далее выявляют все интервалы изменения Св на диаграммах состава, которые интерпретируются как интервалы притока. Находят величину Са для каждого интервала. Если режим турбулентный, обводненность жидкости в скважине, по данным методов изучения состава, соответствует обводненности продукции из пласта. [25]
 |
Оценка коэффициента дросселирования по промысловым данным. 1 2 - статическая и динамическая термограммы соответственно. [26] |
Поскольку на указанном месторождении измерения проводятся внутри колонны насосно-компрессорных труб, перекрывающих все интервалы притока, динамические термограммы получаются неинформативными. Предлагается способ оценки коэффициента дросселирования по данным такого рода. Оказывается, что введение колонны труб в скважину уменьшает температуру в нижнем интервале притока и увеличивает в верхнем. [27]
В настоящее время существует целый комплекс глубинных приборов для исследования скважин и определения интервалов притока газа, жидкости и количественной оценки их дебита с помощью термо - и рас-ходометрии. Однако в осложненных условиях эксплуатации эти методы малоэффективны, а иногда и вообце неприемлемы. В связи с этим актуальна задача разработки и создания новых эффективных методов и средств исследования скважин, эксплуатируемых в сложных условиях. [28]
Интерпретация диаграмм радиометрии с целью оценки нефте-водонасыщенности пород во многих случаях облегчается, если известны интервалы притока или поглощения пласта. Для установления этих интервалов применяются дебитомеры и расходомеры различных конструкций. Используются два вида этих приборов: термоэлектрические и механические. [29]
Если в растворе обнаруживается присутствие газа, то приостанавливают углубление скважины, чтобы не увеличивать интервал притока, исключить дальнейшее поступление газа вместе со шламом, и, не поднимая колонну из скважины, проводят промывку, дегазируя раствор. При возможности промывку усиливают, подключая резервный насос. [30]
Страницы: 1 2 3 4