Правдинское месторождение

Cтраница 3

Одним из главных факторов, приводящих к существенному снижению газожидкостной скеси в IKT, является наличие в разрезе Правдинского месторождения многолетнемерэлотных пород. Закономерности распределения зон многолетнемерзлотных пород на месторождении изучены недостаточно полно. Это объясняется тем, что в процессе бурения скважин происходит прогревание пород вокруг ствола скважины и при термометрии записывается искаженное распределение температуры. [31]

Из альб-сеноманского комплекса получены притоки воды 140 м3 / сут при динамическом уровне 12 м, однако на Правдинском месторождении, расположенном несколько восточнее, получены фонтанные притоки с дебитом до 1300 м3 / сут. Минерализация вод комплекса максимальная для всего разреза и составляет 16 г / л, тип воды хлоридно-кальцие-вый. [32]

Одной из главных причин, приводящих к существенному снижению температуры газожидкостной смеси в НКТ, является наличие в разрезе Правдинского месторождения многолетнемерзлотных пород. Эти влияние достаточно четко фиксируется по данным термометрических исследовагий в скважинах. [33]

Большая часть месторождений Западной Сибири - многопластовые, этаж промышленной нефтеносности в них достигает значительных размеров - от 215 м на Правдинском месторождении до 600 м на Самотлорском. Из-за различия в свойствах пластов и пластовых жидкостей ( рис. 66) выделяется несколько эксплуатационных объектов, что при разбуривании месторождений единой сеткой скважин вызывает необходимость в применении метода одновременной раздельной эксплуатации пластов одной сеткой скважин с дифференцированными депрессиями на пласты. [34]

Весьма важно проанализировать такой параметр, как удельный выход газа R, так как затраты на подъем 1 т нефти газлифт-ным способом по высокообводненному фонду Правдинского месторождения оказались в 2 - 3 раза выше, чем при добыче погружными ЭЦН. [35]

Согласно этой методике h не зависит от первоначальной высоты столба и составляет 42 м на 1000 м подъема, что соответствует значениям а 0 1 - 0 25 для скважин Правдинского месторождения. [36]

Результаты обработки промысловых данных представлены на рис. 8.1, где кривая 1 является зависимостью К / ( Sk) для промысловых подъемников на рис. 6.2. Как видно из рис. 8.1, при углах наклона подъемников до 10 зависимость коэффициента А от параметра Sk для условий Правдинского месторождения идентична аналогичным зависимостям для других месторождений. Увеличение угла наклона скважины приводит к возрастанию коэффициента К. [37]

Газлифтный способ добычи нефти широко применен и на месторождениях Западной Сибири. На Правдинском месторождении длительное время нефтяные скважины эксплуатируются компрессорным газлифтом. В последнем случае отбор газа осуществляется из газовой шапки или непосредственно из газовых пластов путем внутрискважинного перетока. Такое использование энергии сжатого газа при отсутствии наземных коммуникаций наиболее перспективен для внедрения газлифта. [38]

ВС) 0 или вообще не работает или работает в незначительной мере. Аналогичная картина наблюдается на Правдинском месторождении, где например, в скважине 545 эксплуатируются пласты БВ6 и BBg, в основном, работает пласт БВ6, а пласт BBg почти не работает. Пласт БС по большинству скважин также не работает. [39]

Изменение краевого угла смачивания при различных положениях капель. [40]

В табл. 27 приведены данные о статическом напряжении сдвига 30 % - ных эмульсий некоторых нефтяных месторождений Западной Сибири [62], из которых видно, что этот показатель изменяется в очень широких пределах в зависимости от физико-химических свойств нефтей. Наименьшими значениями статического напряжения сдвига обладают эмульсии Правдинского месторождения, нефти которых характеризуются малым содержанием асфальтенов, силикагелевых смол ( 6 8 - 9 3 % вес. [41]

Из ( 49) следует, что, во-первых, чем хуже упругая характеристика пласта, тем больше должна быть частота ( т.е. меньше период цикла); во-вторых, по мере продвижения фронта вытеснения ( с ростом /) частота должна уменьшаться. Подсчитано, например, что для пласта БС6 Правдинского месторождения, разрабатываемого с блочной системой заводнения, необходимо вначале организовывать циклическое заводнение с периодом 7 сут, а по мере продвижения фронта вытеснения, с целью охвата воздействием второго и третьего эксплуатационных рядов, возникает необходимость увеличить период сначала до 24, а затем - до 52 сут. [42]

Если неравенство (XV.19) не выполняется, то принимают, что R 0, и говорят, что значение R статистически значимо. Например, коэффициент корреляции, полученный для пласта БСе Правдинского месторождения ( У. [43]

Однако по мере роста обводненности добываемой продукции возникает ряд осложнений в эксплуатации скважин. Так, например, при газлйфтнбй добыче нефти на Правдинском месторождении обнаружено образование гидратных Пробок в нвсосно-компреосор-ных трубах ( НКТ), что суйрственно осложняет добычу нефти. Образование гидратов в гаелифтных скважинах, явление необычное, ещз не встречавшееся при эксплуатации скважин. В связи с этим в технической литературе этот важный войрйс не всве ен. [44]

Анализируя промысловые данные о скважинах, в которых были обнаружены гидратные пробки, можно лишь качественно указать на факторы, могущие влиять на процесс гидратообразования. Одним из главных факторов, приводящих к образованию, гидратов, является наличие в разрезе Правдинского месторождения зоны геотермических аномалий. [45]

Страницы: 1 2 3 4