Дебит - добывающая скважина
Cтраница 3
Это означает, что со снижением дебита добывающей скважины влияние неоднородности пласта на конечную газоотдачу уменьшается. [31]
Технология ФОЖ заключается в поэтапном увеличении дебитов добывающих скважин ( уменьшении забойного давления), т.е. в создании высоких фадиентов давления. [32]
Все эти причины приводят к снижению дебита добывающих скважин и приемистости нагнетательных скважин. [33]
По данным технологических расчетов процесса внутриплас-тового горения дебиты добывающих скважин находятся в пределах до 32 м3 / сут, при обводненности до 88 % и практически атмосферном давлении на забое. Температура продукции скважин в конце разработки превысит 100 С, причем за забой вместе с 1м3 жидкости поступает до 312 м3 газа продуктов горения. [34]
Известно, что увеличение добычи нефти и дебита добывающих скважин может быть достигнуто двумя путями: во-первых, повышением градиента давления в пласте при помощи увеличения давления нагнетания и снижения забойного давления в добывающих скважинах; во-вторых, снижением фильтрационного сопротивления призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин, или же изменением конструкции и геометрии скважин. [35]
Контроль за работой каждой скважины: замеры дебитов добывающих скважин по нефти, газу, жидкости; определение обводненности продукции, величины газового фактора, а также приемистости нагнетательных скважин. [36]
Все эти осложнения приводят к существенному снижению дебита добывающих скважин вследствие уменьшения проницаемости призабойной зоны. Неоднородное по толщине строение призабойной зоны и большой диапазон абсолютной проницаемости пропластков, слагающих продуктивный пласт, обусловливают возможность снижения проницаемости некоторых пропластков практически до нуля. Поэтому основная цель физико-химического воздействия на призабойную зону - увеличение дебита добывающих скважин путем восстановления проницаемости каждого продуктивного пропластка, а в некоторых случаях и увеличения проницаемости малопроницаемых пропластков. [37]
Одним из путей увеличения добычи нефти и дебита добывающих скважин является снижение фильтрационного сопротивления призабойной зоны. [38]
Известно, что увеличение добычи нефти и дебита добывающих скважин может быть достигнуто двумя путями: во-первых, повышением градиента давления в пласте при помощи увеличения давления нагнетания и снижения забойного давления в добывающих скважинах; во-вторых, снижением фильтрационного сопротивления призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин, или же изменением конструкции и геометрии скважин. [39]
Одним из путей увеличения добычи нефти и дебита добывающих скважин является снижение фильтрацибнного сопротивления призабойной зоны. [40]
В результате совместного действия указанных положительных эффектов возрастают дебиты добывающих скважин как по жидкости, так и по нефти, повышается охват заводнением и нефтеотдача пластов. [41]
По аналитической методике получается близкий к фактическому спектр дебитов добывающих скважин, только не указываются конкретные номера и координаты скважин, что остается неизвестным до завершения бурения и исследования проектных скважин. Кстати, распределение дебитов скважин может быть гораздо ближе к фактическому распределению по пробуренным проектным скважинам у аналитической методики, чем у детерминированной математической модели. [42]
Из сопоставления кривых видно, что с уменьшением дебита добывающей скважины распределение давления по-площади становится гораздо более пологим, а глубина депрессионной воронки и темп ее роста уменьшаются. Наибольшая разница в давлениях между вариантами наблюдается в непосредственной близости от скважины и быстро уменьшается при удалении от нее. МПа, а на расстоянии, равном 400 м, практически отсутствует. Рост депрессионной воронки во времени для варианта Г6 гораздо более резкий. Если на момент отбора 3 4 % начальных запасов воронки давления для обоих вариантов практически совпадают, то ко времени отбора 74 % начальных запасов они значительно различаются. На этот момент разница между давлением в точке, расположенной на расстоянии 50 м от скважины вдоль оси х, и давлением в скважине составляет I и 0 2 МПа для вариантов Г6 и Г7 соответственно. [44]
Технология циклического воздействия на пласт заключается в периодическом изменении дебитов добывающих скважин и расходов закачиваемой воды в нагнетательные скважины на каком-либо достаточно крупном участке месторождения или на месторождении в целом. Направленное изменение фильтрационных потоков проводят путем изменения режимов работы отдельных групп добывающих и нагнетательных скважин с целью ускорения продвижения водонефтяного контакта по тем линиям движения, по которым он до этого продвигался медленно, и, наоборот, замедления его перемещения в других направлениях. [45]
Страницы: 1 2 3 4