Добыча - жидкость
Cтраница 2
Прогноз добычи жидкости и закачки воды осуществляется менее надежно. [16]
Увеличение добычи жидкости из эксплуатационных скважин ( пррг сокращении их числа вследствие выключения из эксплуатации в результате обводнения) осуществлялось как путем снижения забойных давлений и ввода в эксплуатацию ряда новых скважин, так и повышением пластового давления на линии нагнетания, дополнительным разрезанием отдельных участков залежи с переносом фронта заводнения. [17]
 |
Сравнительные кривые зависимости скорости коррозии от скорости потока для газлифтных скважин и для скважин, оборудованных УЭЦН. [18] |
Способ добычи жидкости оказывает влияние на интенсивность коррозионных повреждений. [19]
Поведение добычи жидкости здесь определяется как подвижностью нефти и ее изменением от градиента давления, так и зависимостью фазовых проницаемостей для нефти и воды от насыщенности. [20]
 |
Изменение ЛР во времени при движении оторочек в систем из двух изолированных пропластков.| Динамика добычи жидкостей в опытах на модели из двух изолированных пропластков. [21] |
Динамика добычи жидкостей и конечные результаты смещения оторочек в общем хорошо согласуются с изложенными выше сведениями о процессе. Обращает на себя внимание тот факт, что увеличение отношения А А2 способствовало сокращению пластовых потерь нефти. [22]
Уровень добычи жидкости рассчитать-по - м бдрт электроаналогии по этапам разработки. [23]
Выписываем месячную добычу жидкости по скв. [24]
Я - добыча жидкости из скважин 2 механизированного фонда; Лд и Нс - средневзвешенные по дебитам динамической уровень и глубина скважин соответственно. [25]
Оценка потерь добычи жидкости по Арланскому месторождению в добывающих сква жинах показала, что фактические дебиты примерно на такую же величину ниже при совместной эксплуатации пластов. По девонским объектам отмечается аналогичная картина ( рис. 35), хотя абсолютные значения потерь несколько меньше. Результаты этого анализа по месторождениям Башкортостана в принципе совпадают с результатами исследований Р. Н. Дияшева [11] по месторождениям Татарстана, Л. Ф. Дементьева и др. [12] по месторождениям Западной Сибири. [26]
Регулирование темпов добычи жидкости на поздних стадиях разработки, очевидно, во многом определяет динамику добычи нефти. Поэтому задачи обеспечения необходимых темпов добычи нефти не могут быть решены без интенсификации добычи жидкости и режима разработки в целом. Интенсификация разработки на поздней стадии с помощью увеличения добывных возможностей ( бурение дополнительных эксплуатационных скважин) и закачки воды ( ввод дополнительных нагнетательных скважин, повышение давления и объемов закачки в них) экономически и технологически оправдана, однако лишь до некоторых пределов. Так, дополнительное бурение и пуск в эксплуатацию эксплуатационных скважин с обводненностью продукции свыше 70 % в нынешних условиях разработки девонских объектов и при существующей производительности насосного оборудования скважин нерентабельны. Затраты на дополнительное заводнение в этих же условиях при обводненности продукции свыше 80 % экономически не оправданы. Повышение давления нагнетания свыше 100 - 110 кгс / см2 не увеличивает охват пласта заводнением. [27]
Максимальный уровень добычи жидкости из пласта наблюдается при условии одинаковых забойных давлений во всех скважинах, равных предельным. При этом скважины, расположенные в ряду, находящемся наиболее близко к контуру питания, будут иметь высокие дебиты. Скважины в четвертом и еще более удаленных рядах будут иметь практически нулевые дебиты. Таким образом, при условии равных забойных давлений три ряда эксплуатационных скважин практически полностью экранируют влияние напора со стороны контура питания. [28]
 |
Динамика добычи нефти. Чн / Чншах - добыча по годам разработки. [29] |
В динамике добычи жидкости по некоторым объектам на первом этапе следует рост добычи нефти, затем начинается рост отборов жидкости. Так, по объекту ТТНК Шелка-новского месторождения начало интенсивной добычи жидкости отмечено при отборе 45 % НИЗ. Максимальная добыча жидкости приходится на 1983 г. К этому времени добыча нефти составила 61 % извлекаемых запасов. В 1984 г. две высокопроизводительные скважины достигли предельной обводненности и были отключены. [30]
Страницы: 1 2 3 4 5