Cтраница 4
Расчет расхода ингибитора при постоянной ( или периодической) подаче ингибитора с помощью дозаторов в газовую или газоконденсатную скважину определяется аналогично. Однако расчет ведется главным образом с учетом удельного расхода ингибитора на единицу поверхности оборудования, контактирующего с газовой фазой, так как дебит конденсата составляет обычно незначительную часть общего дебита скважины. [46]
С этой целью ряд скважин ( 215, 1783, 3357 и др.) был исследован 2 раза при неизменных режимах их эксплуатации. Общий дебит скважин по показанию глубинного прибора практически совпадал с замером на поверхности. Картограмма глубинного ния дебита ( приемистости), что вы - Дебитомера ( расходомера) конструк-зывается деформацией пакерую-щего устройства в процессе его эксплуатации. Во избежание этой погрешности следует систематически перетарировывать приборы и заменять сработанные датели. [47]
Если по программе работ требуется только выделение работающих интервалов и оценка их дебитов, то замеры достаточно проводить только на одном режиме. Если долевое участие отдельных пропластков в общем дебите на различных режимах изменяется не очень существенно, то с целью сокращения продолжительности испытания низкопродуктивные скважины можно исследовать только на одном режиме. Принимая долевое участие пропластков в общем дебите скважины на всех режимах работы одинаковым с измеренным, можно определить коэффициенты фильтрационного сопротивления каждого пропластка. [48]
J показывает влияние на дебит и пластовое давление добывающих рядов величины и, - соотношения по-движностей воды и нефти и л, - числа скважин первого добывающего ряда или соотношения добывающих и нагнетательных скважин. Другие параметры, в том числе коэффициенты продуктивности и забойные давления ( т н г), t 2 0 25, рс 230 и рсэ 50), в расчетах остаются неизменными. По приведенным в табл. 2.1 результатам видно, что в процессе разработки нефтяных пластов при внедрении мало-вязкой вытесняющей воды происходит уменьшение общего фильтрационного сопротивления и увеличение общего дебита скважин. Причем такое бывает тем больше, чем больше л, - соотношение добывающих и нагнетательных скважин и чем больше и, - соотношение подвижностей воды и нефти. В соответствии с этим необходимо синхронно увеличивать производительность насосов, нагнетающих воду в нефтяные пласты, и глубинных насосов, отбирающих нефть. [49]
Анализ полученных зависимостей Q от h показывает, что наиболее оптимален вариант вскрытия однородных и неоднородных пластов h 0 5 - 0 6 от общего газоносного интервала при отсутствии подошвенной воды. Причем при чередовании нескольких пластов с различной проницаемостью вскрытие должно быть проведено в указанных пределах в высокопроницаемом пласте. Выше-и нижележащие низкопроницаемые пласты должны быть вскрыты в случае экономической целесообразности перфорационных работ. Полученные выводы о вскрытии газоносного интервала полностью подтверждаются на примере скв. Нижняя, более высокопроницаемая часть пласта ( интервал 668 - 700 м) дает 90 % общего дебита скважины. Причем нижняя часть нижнего пласта с проницаемостью около 4000 мД ( интервал 692 - 700 м) отдает около 400 тыс, м3 / сут. Такая картина распределения отмечается и по скв. Интервал перфорации 662 - 82 м, ввиду ухудшения проницаемости и образования пробки, вообще не участвует в работе скважины. Аналогичная необоснованная перфорация больших интервалов имеет место практически по всему эксплуатационному фонду скважин Газлинского и других месторождений, что приводит к значительным затратам. [50]