Дебит - жидкость - скважина
Cтраница 2
При увеличении толщины гравийной зоны, которая имеет лучшую по сравнению с продуктивным пластом проницаемость, растет и дебит жидкости скважины. [16]
В расчетах БашНИПИнсфти, Гипровостокнефти, СибНИИНП - 1 2 наблюдается рост годовой добычи жидкости после 11 года, что противоречит техническому заданию - сохранить дебиты жидкости скважин на уровне 11 года, при этом ноьые скважины не вводятся. [17]
При составлении технологической схемы разработки нефтяного месторождения методы расчетов технологических показателей должны предусматривать: а) учет неоднородности пластов по проницаемости, прерывистости и линзовидности; б) различие вязкостей воды и нефти и изменение фазовых проницаемостей в переходной зоне нефть-вода; в) обязательный учет темпов и последовательности ввода скважин ( элементов из группы скважин) в эксплуатацию; г) учет упругости пластов и флюидов в процессе ввода скважин в эксплуатацию до момента достижения установившегося режима фильтрации ( условие последующего применения расчетных методов при так называемом жестком водонапорном режиме); д) приближенный учет геометрии фильтрационного потока в расчетах дебитов после прорыва; е) расчет дебитов жидкости, нефти и нефтеотдачи во времени ( по годам) за основной период и с меньшей степенью детальности за весь срок разработки по всем рассматриваемым при проектировании вариантам; ж) в зависимости от геолого-промысловой характеристики месторождения предусматривать задание двух видов начальных и граничных условий: заданные перепады давлений или дебиты жидкости скважин. [18]
Но практически потенциального дебита получить невозможно, так как в скважине сохраняется какой-то столб жидкости. При исследовании скважин дебиты нефти замеряют на поверхности в ГЗУ ( групповые замерные установки) за соответствующую единицу времени, пересчитываемую на дебит жидкости скважины в м3 или тоннах в сутки. Дебиты газа замеряются газовыми счетчиками-расходомерами. Пластовые давления замеряются с помощью глубинных манометров, спускаемых в скважины на стальной проволоке. [19]
Известно, что проницаемость трещин велика, и если бы их раскрытие было большим во всей залежи, то перепады давлений при эксплуатации скважин и время восстановления давления при их закрытии были бы очень малыми. В действительности они бывают значительными, а в отдельных случаях очень большими. При эксплуатации дебиты жидкости скважин обычно составляют сотни кубических метров в сутки, а перепады давления при этом изменяются от единиц до 100 кГ / см2 и более. [20]
 |
График для определения глубины LH погружения ПЭЦН по расходному газосодержанию на входе 0Г В1 и давлений на приеме рпр и выкиде РВЫК из насоса. [21] |
Задача расчетов заключается в том, чтобы для каждой конкретной скважины с учетом ее характеристик подобрать все звенья УПЭЦН и глубину спуска насоса. Решение ее связано с выполнением большого объема вычислительной работы с помощью ЭВМ. Поэтому рассмотрим лишь схему и принцип одного из упрощенных вариантов расчетов ( предложенный П. Д. Ляпковым) для случая, когда дебит жидкости скважины в стандартных условиях ( фжсу) задан. [22]
Имеются в виду существующие добывающие скважины, которые к началу планируемого года находились в водном периоде эксплуатации. По каждой из них с учетом предшествующей истории прогнозируется динамика дальнейшего обводнения извлекаемой продукции на основе тех или иных характеристик вытеснения и оцениваются затем возможные отборы нефти и воды, исходя, например, из условия неизменности дебита жидкости скважин в планируемом году. [23]
Страницы: 1 2