Cтраница 2
Этому явлению может быть дана следующая промысловая интерпретация. Наличие структурно-механических свойств нефтей, приводящее к образованию обширных застойных зон в области размещения эксплуатационных скважин, не приводит к заметному снижению общей суммарной добычи жидкости. [16]
Под закачку освоено около 80 % фонда нагнетательных скважин. Тем не менее фактический отбор жидкости составляет 57 % проектного, а текущая обводненность - 25 % против 8 % по проекту для данной суммарной добычи жидкости. [17]
По мере падения пластового давления рпа нужно снижать динамическое ( рабочее) давление, поддерживая забойную депрессию постоянной. При водонапорном режиме рабочее давление не может достигнуть нулевого значения, если напор воды достаточно эффективен по сравнению с отбором жидкости. Поэтому при постоянном отборе жидкости необходимо учитывать скорость продвижения контура водоносности, планируя постоянную добычу нефти в скважине до момента появления в ней воды. С момента появления воды следует учитывать прогрессирующее увеличение процентного содержания воды в суммарной добыче жидкости и постепенное уменьшение абсолютного количества нефти до конца расчетного года. [18]
Исследование на приток и определение коэффициента продуктивности сопровождаются дополнительными мероприятиями на скважинах. Некоторые операторы предпочитают проводить исследование на двух и более различных режимах работы скважины на приток. Дело в том, что при различных притоках результаты исследования, как правило, несколько расходятся. Иногда это расхождение превышает ошибку, которая обусловлена точностью манометров и погрешностями в определении дебитов. На некоторых месторождениях получают хорошо совпадающие результаты, когда коэффициент продуктивности определяют расчетным путем, используя значения суммарной добычи жидкости вместо текущих дебитов. [19]