Де-бита - скважина
Cтраница 2
Гидродинамические расчеты по определению технологических показателей разработки проводятся при следующих граничных условиях: 1) забойные давления во всех скважинах различных рядов, работающих на одном и том же этапе, одинаковы; 2) де-биты скважин в рядах постоянны в течение всего этапа; 3) забойные давления различны во всех рядах данного этапа, но одинаковы во всех скважинах одного ряда. [16]
Затем принимают, что при напорном режиме вытеснения работает уже два ряда и для них аналогично ведут расчеты. Де-биты скважин при обоих режимах работы изменяются во времени. [17]
Де-биты скважин достигают 1 5 млн. м3 / сут. [18]
Для крупных залежей ( с большими промышленными запасами нефти и площадями нефтеносности), на которых проектируется много ( более трех) батарей скважин, система разработки от периферии к центру имеет ряд преимуществ перед системой разработки от центра к периферии. Суммарные де-биты скважин центральных батарей и средние дебиты скважин при разработке от центра к периферии соответственно значительно меньше суммарных дебитов того же числа скважин внешних батарей и средних дебитов при разработке залежи от периферии к центру. Для увеличения суммарного дебита скважин центральных батарей при системе разработки от центра к периферии приходится бурить новые батареи скважин, которые сильно экранируют ранее пробуренные центральные скважины, что значительно снижает эффективность разработки. Всякого рода задержки в проведении законтурного заводнения особенно отражаются на системе разработки от центра к периферии, и пробуренная сначала сравнительно тесная группа центральных скважин оказывается в более сложном положении, чем периферийные скважины внешней батареи. [19]
Абсолютная величина напора самой нефти в залежи обычно невелика. Поэтому де-биты скважин при использовании только этого напора могут быть крайне незначительны. Однако при весьма малых скоростях движения нефти в залежи силы трения, противодействующие движению, также будут весьма незначительны, уменьшаясь со временем по мере уменьшения скоростей притока. Поэтому условия равновесия, Н fiTp, где Я - общий располагаемый напор нефти в залежи, а Лтр - напор, затрачиваемый на преодоление трения, могут не наступить очень долго, и продуктивная жизнь скважин поэтому может длиться многие десятилетия. [20]
Задача 2.13. Фонтанная скважина исследована методом установившихся отборов на трех режимах. Диаметры штуцера, де-биты скважины и соответствующие им забойные давления, замеренные скважинным манометром, приведены ниже. [21]
Эксплуатация скважин, продуцирующих тяжелую нефть, связана с целым рядом технических и технологических трудностей. Это, во-первых, низкие де-биты скважин; наличие начального градиента сдвига добываемой продукции, затрудняющего освоение скважин после остановки; большие гидравлические потери при движении нефти в насосах, что ведет к резкому снижению КПД насосов; большие гидравлические сопротивления в насосно-компрессорных трубах ( НКТ) и выкидных трубопроводах. [22]
В соответствии с программой промысловых исследований было организовано более тщательное наблюдение за составом продукции и дебитом скважин как до закачки гелеобразующих составов, так и после нее. Наблюдениями установлено, что после закачки гелевых растворов несколько увеличились де-биты скважин, дебиты по нефти, а обводненность добываемой продукции уменьшилась. [23]
Даже при существующих нздостатках в учете добычи воды на промысле такоэ снижение дебита будет замечено. Учет условий образования в кровле разгружающего свода с предельным радиусом кавэрны позволяет определить оптимальныз де-биты скважин. [24]
К газогидродинамическим методам исследования скважин и пластов относят методы, теоретически основанные на так называемых обратных задачах подземной газогидродинамики. При этом по характеристике выходящего из пласта газа ( давления, расхода, качественного и количественного анализа продукции) определяют осредненные по дренажной зоне скважины параметры пласта, неоднородность скважины, максимально возможные де-биты скважин с учетом предохранения призабойной зоны от разрушения и проникновения в нее конусов и языков воды или нефти. [25]
Потенциометрическая модель - это модель стационарного течения флюида, представляющая собой сосуд, повторяющий форму границ пласта. Скважины моделируются медными электродами, расположенными в пространстве, заполненном электролитом. Де-биты скважин моделируются заданными значениями переменных токов. Модели предназначены для определения стационарного распределения потенциалов. [26]
 |
Площадь Карачухур ( горизонт IVd. [27] |
Вследствие неподвижности контура нефтеносности пластовое давление резко снизилось ( со 100 до 20 кГ / см2), условия эксплуатации ухудшились, усилилось пробкообразо-вание, началось массовое выбытие скважин по техническим причинам. В результате этого из 97 скважин, перебывавших в эксплуатации, на 1954 г. в фонде действующих осталось 27 скважин. Де-биты скважин, достигавшие в начальный период разработки 30 - 40 т / сутки, снизились до 2 - 3 т / сутки. [28]
Промышленная нефтеносность выявлена в десяти пластах окобыкай, кой и дпгинской свит, пласты залегают на глубинах 600 - 1900 м и представлены чередованием песков, алевролитов и глия, невыдержанных по литологичсскому составу и мощности. Средняя мощность пиастов колеблется в пределах от 18 до 125 м, увеличиваясь с севера на юг. Де-биты скважин колеблются от 0 9 до 41 т / с утки. Месторождение разрабатывается при режиме растворенного газа. [29]
В хадумском горизонте выделяется от 1 до 3 продуктивных пластов. Северо-Ставро - польского поднятия этаж газоносности достигает 140, а в вост. Свободные суточные де-биты скважин составляют в среднем 1 - 2 млн. м3, но в отдельных скважинах достигают 7 - 8 млн. м3 газа. Рабочие дебиты колеблются в пределах 400 - 700 тыс. ма / сутки. [30]
Страницы: 1 2 3