Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Самый высокий дебит нефти


Получение - высокий дебит - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Получение - высокий дебит

Cтраница 1

Получение высоких дебитов способствует также выносу вместе с откачиваемой жидкостью различных примесей и песка, значит, и очищению забоя и призабойной зоны.  [1]

Для получения высокого дебита безводной нефти также применяют следующий способ: перекрывают нижнюю часть пласта цементными стаканами различной высоты.  [3]

Представляет интерес получение высоких дебитов нефти ( 700 - 950 т / сут) из карбонатных отложений верхнего мела на площадях Правобережья, Минеральной с глубин 5050 - 5349 м при пластовой температуре около 200 С.  [4]

Основная цель интенсификации добычи заключается в получении более высоких дебитов нефти. Интенсификация добычи осуществляется посредством увеличения проницаемости пласта в призабой-ной зоне скважин.  [5]

Основная цель интенсификации добычи заключается в получении более высоких дебитов нефти. Интенсификация добычи осуществляется посредством увеличения проницаемости пласта в призабойной зоне скважин. Применяют пять видов интенсификации добычи: 1) кислотная обработка забоя; 2) гидравлический разрыв пласта; 3) торпедирование скважин; 4) термические методы воздействия на призабойную зону; 5) термогазо-химический метод обработки призабойной зоны.  [6]

Повышенные ГНФ, естественно, приводят к получению более высоких дебитов нефти, о чем говорит сопоставление исследуемых вариантов на рис. 12.43. Зависимости, представленные на рис. 12.42 и 12.43, вполне объясняют поведение зависимостей на рис. 12.44 и 12.45, где приводятся динамики накопленных объемов добытой нефти. Следует отметить, что в рассматриваемых вариантах интенсификация процесса разработки имеет место как в результате увеличения заданной величины ГНФ, так и соответственно темпа закачки воды в нагнетательную скважину.  [8]

Если продуктивный пласт представлен сильно трещиноватыми породами, то для получения высоких дебитов может оказаться достаточным пробить каналы только в обсадной колонне и в толще монолитного цементного кольца.  [9]

Так, по нижнеангидритовому горизонту наблюдается вполне определенная закономерность - получение более высоких дебитов скважин в присводовой части структуры, особенно в зонах наибольшего развития дизъюнктивных нарушений, и уменьшения их во всех направлениях к периферии, вплоть до полного отсутствия притоков газа.  [10]

Так как правильно выбранная конструкция обеспечивает наилучшие условия вызова притока, получение высоких дебитов, проведение эффективных технологических воздействий на пл эст и повышение его нефтеотдачи, авторы надеются, что изложенные материалы найдут широкое применение в практической деятельности большого круга специалистов-нефтяников на стадии проектирования конструкций забоев на новых площадях и при определении правильности применения тех или иных ВИДОЕ; конструкции забоя на разрабатываемых месторождениях.  [11]

В первые годы эксплуатации основные эксплуатационные скважины были размещены в присводовых участках, где ожидалось получение наиболее высоких дебитов.  [12]

Преимущество разработки газовых пластов с водонапорным режимом заключается в сохранении повышенных давлений на колонной головке эксплуатационных скважин и получении более высоких дебитов газа, чем при эксплуатации газовых пластов с режимом волюметрического истощения. Разумеется, это связано с поддержанием повышенного пластового давления в результате вторжения пластовых вод в продуктивный пласт.  [13]

Песчаники характеризуются хорошими кол-лекторскими свойствами: открытая пористость 19 - 38 %, проницаемость от тысячных долей квадратных микрометров до 4 - 5 мкм2, что обеспечивает получение высоких дебитов.  [14]

В современных условиях вскрытие продуктивного пласта перфорацией и ввод скважины в эксплуатацию путем вызова притока жидкости и газа из пласта с точки зрения обеспечения равномерной выработки залежи - процесс несовершенный. Очевидно, что одновременное перфорирование всей толщины пласта и получения достаточно высоких дебитов нефти или газа не означает еще, что в работе скважины принимают участие все пласты и прослои, объединенные в единый эксплуатационный объект.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Высокий дебит - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Высокий дебит - скважина

Cтраница 1

Высокие дебиты скважин связаны с трещино-ватостью пород.  [1]

Высокие дебиты скважин, многопластовость месторождений Западной Сибири вызывают необходимость изменения конструкций скважин, в первую очередь - их диаметра. Увеличение диаметра скважины значительно влияет на повышение технологических параметров и расширяет возможности применения существующего оборудования.  [2]

Высокие дебиты скважин в продолжение длительного периода их эксплуатации, интерференция удаленных друг от друга наблюдательных скважин, активное погружение газо-нефтяного контакта, медленный подъем единой поверхности водо-нефтяного контакта и, наконец, сильное поглощение глинистого раствора в процессе бурения скважин подтверждают наличие системы трещин и обусловливают совместную разработку всей толщи асмарийских известняков в месторождениях юго-западного склона хребта Загрос.  [3]

Высокие дебиты скважин ( десятки и сотни тонн в сутки), вскрывших карбонатные коллекторы, возможны лишь при наличии трещин большой раскрытости - 0 01 мм и более, большой толщине пласта и высоких пластовых давлениях, при которых возможно создание больших депрессий на пласт. Необходимая депрессия определяется раскрытостью каналов, реологическими свойствами нефти и рентабельным уровнем добычи нефти. Допустимая депрессия определяется прочностью и исключением обвало-образования горных пород, других форм проявления неустойчивости пород, предупреждением смыкания трещин, вызывающих закрытие каналов фильтрации.  [4]

Высокие дебиты скважин ( десятки и сотни тонн в сутки), вскрывших карбонатные коллекторы, возможны лишь при наличии трещин большой раскрытости - 0 01 мм и более, большой толщине пласта и высоких пластовых давлениях, при которых возможно создание больших депрессий на пласт. Необходимая депрессия определяется раскрыто-стью каналов, реологическими свойствами нефти и рентабельным уровнем добычи нефти. Допустимая депрессия определяется прочностью и исключением обвалообразования горных пород, других форм проявления неустойчивости пород, предупреждением смыкания трещин, вызывающих закрытие каналов фильтрации.  [5]

Учитывая высокие дебиты скважин, в случае отказа даже нескольких скважин объемы добычи газа значительно снизятся.  [6]

При высоких дебитах скважин в результате значительных фильтрационных скоростей может выноситься песок на забой, даже если пласт сложен из достаточно плотных песчаных пород. Вынос песка из продуктивных горизонтов может привести к эрозии НКТ. Максимальный дебит, при котором отсутствует вынос песка из скважины, устанавливается опытным путем. Если дебит при этом окажется слишком низким, на забое или устанавливается фильтр, или при закачке агентов соответствующих составов проводят работы по уплотнению песков.  [7]

При высоких дебитах скважин используются, в основном, газлифтный способ добычи или электроцентробежными насосами. Однако при обводненности примерно 90 % газлифтный способ добычи нефти становится нерентабельным. В этом случае форсированный отбор нефти осуществляется установками погружных электроцентробежных насосов.  [8]

При высоких дебитах скважин используются, в основном, газлифтный способ добычи или электроцентробежными насосами. В связи с тем, что газлифтный способ требует больших капитальных затрат, экономическая эффективность его применения обеспечивается при достаточно высоких дебитах нефти. Однако при обводненности примерно 90 % газлифтный способ добычи нефти становится нерентабельным. В этом случае форсированный отбор нефти осуществляется установками погружных электроцентробежных насосов.  [9]

При высоких дебитах скважин может происходить эрозионное разрушение труб, штуцеров, оборудования, так как при высоких скоростях газового потока разрушающая способность твердых частиц, движущихся вместе с газом, становится значительной. Естественно, что все указанные ограничения не действуют одновременно на каждом месторождении.  [10]

Для обеспечения высоких дебитов метаноугольных скважин используются спец. Наиболее эффективны - методы гидроразрыва пласта и пневмогидроди-намич.  [12]

Следует особо отметить весьма высокие дебиты скважин по месторождениям Западной Сибири, которые составили в 1970 г. 3191 т и в 1975 г. 3903 т на скважино-месяц отработанный, что в 5 - 6 раз; больше среднеотраслевого показателя.  [14]

Особенностью разрабатываемого месторождения является высокий дебит скважин - до 1 млн. м3 / сут.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Динамика - дебит - нефть

Динамика - дебит - нефть

Cтраница 1

Динамика дебитов нефти, воды, жидкости, интенсивности притока воды из водонасыщенной части пласта, обводненности и текущего КИН представлена на рис. 2.27. Хорошо видно, что для базового варианта характерен малый период безводной эксплуатации ( менее 0 5 отн. Динамика обводненности характеризуется резким возрастанием ( за счет конусообразования), затем стабилизацией, когда интенсивности притока нефти и воды из водяного конуса сравниваются. Затем наблюдается небольшое снижение обводненности за счет попадания в водяной конус части нефти, проникшей в водонасыщенную часть коллектора при пуске добывающей скважины, В последствии начинается быстрое обводнение продукции скважины. Предельная обводненность достигается за отрезок времени в 32 7 отн. Данная система разработки при достаточно высоком для ВИЗ коэффициенте нефтеизвлечения характеризуется крайне низкими темпами отбора начальных извлекаемых запасов нефти.  [1]

На рис. 4 приведена динамика дебитов нефти и жидкости, причем пунктирные кривые соответствуют решению задачи в квазиодномерной постановке, сплошные - в точной постановке. Обращает на себя внимание согласие результатов решения в обоих постановках, причем оно даже лучше, чем для однородного пласта.  [2]

На рис. 12.38 сопоставляются динамики критических безгазовых дебитов нефти, а на рис. 12.39 - зависимости от времени уровней накопленной добычи нефти.  [3]

На рис. XII 1.5 приведена динамика дебитов нефти и жидкости, причем пунктирные кривые соответствуют решению задачи в квазиодномерной постановке, сплошные - в точной постановке. Изменение накопленной добычи нефти и воды во времени дано на рис. XIII. Обращает на себя внимание согласие результатов решения в обеих постановках, причем оно даже лучше, чем для однородного пласта. Это объясняется тем, что в данном случае решающее влияние на результаты расчетов оказывает неоднородность пласта, а не двумерность течения.  [5]

На рис. 2, а дана динамика дебитов нефти и жидкости, добываемых из пласта.  [7]

Дополнительная добыча нефти определяется исходя из динамики дебита нефти по скважине до и после обработки с учетом коэффициента месячного изменения дебита. Коэффициент месячного изменения дебита вычисляется в варианте без обработки по фактическим данным работы скважины до проведения мероприятия за время не менее трех месяцев, а в варианте после обработки - по данным работы скважины на повышенном дебите за рассматриваемый период.  [8]

Теперь от рассмотрения интегральных величин табл. 6.9 перейдем к рассмотрению динамики годовых дебитов нефти и жидкости ( q и ди), значения которых представлены в табл. 6.3, 6.4, 6.5, 6.6, 6.7 и 6.8, и сравнению этих дебитов с амплитудным дебитом, равным q0 0 15 млн. т / год.  [9]

Тогда для сложнейших изменяющихся условий справедлива следующая простая и эффективная формула динамики дебита нефти, которая в общем случае не выражается через показательную функцию или набор показательных и каких-либо других элементарных функций.  [10]

Фактические данные за десятилетний период разработки Ро-машкинского нефтяного месторождения подтверждают правильность формулы динамики дебита нефти.  [11]

Прогноз дебитов исследуемых скважин, начиная с пятого года работы, приведен в табл. 7.6.2. Как видно из динамики дебитов нефти по скважинам из табл. 7.6.2, фронт вытеснения находится достаточно далеко от скв.  [12]

С целью оценки технологической эффективности закачки щелочной дистиллерной жидкости по промысловым данным на Шкаповском месторождении ведется контроль за динамикой дебитов нефти и жидкости, текущей обводненности добывающих скважин первого ряда ( по пласту Дг), находящихся под воздействием нагнетательных скважин, в которые закачивается указанная жидкость. Аналогичная работа проводится на Сатаевском, Добровольском, Уршакском, Уразметовском и Бузовьязовском месторождениях.  [13]

А если две залежи заметно различаются по интенсивности отбора запасов ( 7 И /), то интересно установить: какое различие интенсивностей почти не влияет на формулу динамики дебита нефти и приводит к незначительному завышению расчетного дебита нефти.  [14]

Анализ показателей первого года эксплуатации скважин, расположенных в ВНЗ и вскрывших песчаные коллекторы, свидетельствует о том, что, хотя они обводняются в течение первого года эксплуатации, они характеризуются более лучшими показателями ( динамика дебита нефти и обводненности) по сравнению с соседними скважинами. Это подтверждает повышение качества разобщения пластов по новой технологии. Обводнение их могло произойти из-за конусообразования, на что указывает низкий темп обводнения, определяемый соотношением вертикальной и горизонтальной проницаемости водонефтяного пласта.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru


Смотрите также