Суточный дебит - нефть
Cтраница 2
Следует отметить, что в ряде случаев, особенно при автоматизации периодической работы скважин, эксплуатирующих нефтеносный горизонт в режиме растворенного газа, наблюдается увеличение суточного дебита нефти. Так, при анализе работы глубинно-насосных скважин на нефтепромыслах Андижан, Палван-таш и Южный Аламышик объединения Узбекнефть полученные данные показали прирост суточной добычи нефти на ряде автоматизированных скважин. [16]
 |
График с серией кривых прогноза. [17] |
Объем закачки воды составил 2840 м3 пластовой воды в сутки, что было приблизительно достаточным для стабилизации абсолютного пластового давления на 224 4 кГ / см2 и суточного дебита нефти 2305 5 м3 товарной нефти. [18]
После окончания бурения первого бокового ответвления от основного ствола выполнены промыслово-геофизические исследования с помощью аппаратурно-методического комплекса АМК ГОРИЗОНТ НПП ВНИИГИС и произведено освоение пробуренного участка методом свабирования. Суточный дебит нефти составил 9 т, и нефть, полученная при освоении, была оставлена в БС. [19]
При постоянном суточном объеме закачки воды q3 200 м3 / сут до начала закачки раствора РИТИНА дебит жидкости окружающих добывающих скважин состоит из 127 4 т / сут воды и 54 6 т / сут нефти, после закачки раствора РИТИНА состоит из 93 6 т / сут воды и 80 3 т / сут нефти. Прирост суточного дебита нефти составляет 80 3 - 54 6 25 7 т / сут; в пересчете на год с учетом коэффициента эксплуатации 0 9 прирост добычи нефти составляет 25 7 - 365 - 0 9 8442 5 т / год. Но эта оценка эффективности закачки РИТИНА по начальному приросту дебита нефти является несколько завышенной, ибо в течение года из-за отбора нефти будут снижены текущие извлекаемые запасы нефти и произойдет естественное снижение дебита нефти, а также уменьшится действие РИТИНА - уменьшится величина v - коэффициента увеличения фильтрационного сопротивления по обводненным нефтяным слоям. [20]
Проведен ограниченный ГКРП для очистки призабойной зоны пласта ( ПЗП) и снятия скин-эффекта. Операция выполнена качественно, прирост суточного дебита нефти против базового составил 5 2 т / сут. После освоения и по 01.07.97 г. скважина работала стабильно с постоянным отбором. [21]
Установленные на определенный период исходя из состояния разработки объекта показатели эксплуатации скважины ( суточный дебит нефти, газа, забойное давление, процент обводненности продукции, газовый фактор и др.), а также необходимые технологические характеристики скважинного оборудования по подъему жидкости и параметры его работы. [22]
Однако со временем вместе с нефтью из пласта в скважину поступает пластовая вода. Для уменьшения содержания воды в нефти и продления безводного периода фонтанирования в скважинах сокращают суточный дебит нефти. Но при уменьшении дебита нефти уменьшаются скорости подъема жидкости по стволу скважины, в результате чего часть воды не выносится вместе с нефтью на поверхность, и постепенно скапливается на забое, что приводит к увеличению забойного давления, снижению дебита скважин, а затем к прекращению фонтанирования. Для предупреждения скопления воды на забое и обеспечения выноса ее на поверхность за счет увеличения скорости подъема жидкости из скважины спускают НКТ до забоя. [23]
Воздействие на залежь началось в апреле 1951 г. закачкой воздуха в скважины, расположенные в повышенной части структуры. Уже через 4 - 5 месяцев после начала воздействия по ряду кустов было отмечено увеличение суточных дебитов нефти и повышение уровней в скважинах. [24]
При глубине скважины около 2000 м, т.е. при гидростатическом пластовом давлении около 200 ат, возможная создаваемая депрессия на нефтяные пласты составляет 100 ат. Произведение коэффициента продуктивности и возможной создаваемой депрессии в 100 ат представляет собой возможный суточный дебит нефти добывающей скважины. Именно такие дебиты нефти показаны в приведенной таблице. [25]
При глубине скважины около 2000 м, т.е. при гидростатическом пластовом давлении около 200 ат, возможная создаваемая депрессия на нефтяные пласты составляет 100 ат. Произведение коэффициента продуктивности и возможной создаваемой депрессии в 100 ат представляет собой возможный суточный дебит нефти добывающей скважины. [26]
Ближайшая призабойная зона нефтяных пластов радиусом 1 м содержит очень маленькую долю площади участка, его подвижных запасов нефти и упругого запаса нефти ( примерно две стотысячных. Так, если пласты при бурении не были засорены, то 33 %; а если были засорены, то 60 - 80 % и более. Эта зона содержит около 2 м3 подвижных запасов нефти, что в три с половиной раза меньше суточного дебита нефти, и около 70 л упругого запаса нефти, что в сто раз меньше суточного дебита. [27]
Создавался и распыленный горящий фонтан, и компактный. В результате этих опытов установили, что одна турбореактивная установка обеспечивает тушение пожаров компактных нефтяных фонтанов с суточным дебитом нефти до 1100 т и газа 40 тыс. м3, если в огнегасительную струю подавать 0 022 мэ / с воды. Две турбореактивные установки при подаче 0 085 м3 / с воды могут тушить пожары даже распыленных фонтанов с различной конфигурацией пламени. [28]
По разработанной технологии обработано шесть скважин. Суммарный суточный дебит нефти этих скважин до обработки составлял 6 95 т / сут, после обработки средний дебит скважины увеличивается в 2.45 раза. [29]
Страницы: 1 2