Общий дебит - скважина
Cтраница 1
Общий дебит скважины замеряют на поверхности дебитомером, а дебит регулируемого пласта - глубинным дебитомером, спускаемым на тросе и устанавливаемом в разобщителе ниже отверстия А над плунжером. Дебит второго пласта определяется по разности между замерами на поверхности и показаниями глубинного дебитомера. [2]
После выполнения РИР с использованием ВУС общий дебит скважины снизился до 71 м3 / сут, обводненность - практически в половину ( до 48 8 %), а дибит нефти возрос на 26 5 м3 / сут. [3]
Определить отдельно количество нефти и воды в общем дебите скважины по жидкости можно на установке Спутник, исходя из разницы масс нефти и воды в определенном объеме между гамма-датчиками. [4]
Суть этой формулы состоит в том, что общий дебит скважины равен сумме дебитов двух пластов. [5]
 |
Схема аппроксимации линии тока. [6] |
Для расчета обращенных граничных условий следует количественно определить составляющие общего дебита скважины в каждой из полученных частей. [7]
 |
Расчетный контур нефтеносности. [8] |
АА и Ав - доля нефти и воды в общем дебите скважины, при которых они отключаются ( определяются из экономических и геологических соображений); & - фазовая проницаемость для воды в зоне замещения нефти водой; k - проницаемость пласта; л и д в - вязкость нефти и воды в пластовых условиях. [9]
 |
Расчетный контур нефтеносности. [10] |
Дн и дв - доли нефти и воды в общем дебите скважины, при которых они отключаются ( определяются из экономических и геологических соображений); ks - фазовая проницаемость для воды в зоне замещения нефти водой; k - проницаемость пласта; ( Н) ( iB - динамическая вязкость нефти и воды в пластовых условиях. [11]
При I режиме - небольшой обводненности и больших дебитах ( общий дебит скважины - 200 м3 / сут, обводненность - 13 %) место притока воды однозначно и точно регистрируется влагомером как с закрытым, так и с раскрытым пакером. В этом случае притекающая в скважину вода у воронки легко подхватывается нефтяным потоком и на коротком отрезке пути превращается в эмульсионную смесь. [12]
Пользование такими установками позволяет устанавливать отдельно количество нефти и попутной воды в общем дебите скважины по жидкости. В результате определяют обводненность продукции скважины, т.е. содержание воды в процентах во всей жидкости. [13]
Но без увеличения коэффициента приемистости нагнетательных скважин переход к 9-точечной схеме приводит к уменьшению общего дебита скважин в 1 45 раза. [14]
При неизменной схеме воздействия на нефтяные пласты ( при неизменном соотношении добывающих и нагнетательных скважин) общий дебит скважин прямо пропорционален общему числу скважин. Понятно, что чем гуще сетка скважин, тем меньше запасы нефти, приходящиеся на одну пробуренную скважину, тем выше темп отбора ( исчерпания) запасов нефти, тем выше темп снижения дебита нефти. [15]
Страницы: 1 2 3 4