Основной объем - вода - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2
При поносе важно, какая скорость у тебя, а не у твоего провайдера. Законы Мерфи (еще...)

Основной объем - вода

Cтраница 2


На территории месторождения сбрасывается основной объем воды. При этом решаются две задачи: снижение капитальных и эксплуатационных затрат на транспорт продукции скважин до центральных пунктов сбора и получение требуемых количеств воды для использования при заводнении продуктивных пластов. В начальный период эксплуатации месторождений следует использовать установки с раздельными аппаратами, причем отстойники-водоотделители необходимо устанавливать только при соответствующем содержании воды в добываемой жидкости.  [16]

На газопроводах полное удаление воды обеспечивается многократным пропуском поршней-разделителей под давлением сжатого воздуха или природного газа в два этапа. На предварительном этапе из газопровода удаляют основной объем воды, а на окончатель-ном этапе из газопровода полностью удаляют оставшую - V ся воду.  [17]

Для удаления воды из газопроводов применяются поршни-разделители, которые пропускают под давлением сжатого воздуха или природного газа. На первом этапе работ предварительно удаляют основной объем воды, на втором - контрольном этапе вода полностью удаляется из испытанного трубопровода.  [18]

Разработка ВНЗ первого и четвертого типов может производиться более эффективно и с большей нефтеотдачей, чем ВНЗ третьего типа. Анализ геолого-промысловых данных позволяет рекомендовать для выработки ВНЗ первого типа закачку основных объемов воды в нефтенасыщенную зону пластов, располагая нагнетательные скважины в безводной части залежи. При этом желательно применять линейное заводнение. При закачке воды в нефтяную часть залежи наиболее эффективно вырабатываются ВНЗ, находящиеся под активным влиянием закачки воды. Энергия подошвенных вод при этом не поддерживается со стороны регионально водоносной части пласта, а повышение пластового давления вызывает увеличение дебита и снижение обводненности продукции скважин, эксплуатирующих пласты с подошвенной водой. В качестве примера успешной выработки таких ВНЗ следует указать на Ташлиярс-кую и Чишминскую площади. Здесь ВНЗ вырабатываются с темпом в 1 4 - 2 раза ниже, чем нефтяная часть залежи, но с довольно высоким соответствующим темпам выработки эксплуатационного объекта на центральных площадях.  [19]

20 Зависимость толщины. [20]

Угловая скорость воды по стенкам циклона при перемещении ее вниз снижается значительно быстрее, чем угловая скорость основной массы воды. Это происходит вследствие того, что масса пленки значительно меньше массы основного объема воды.  [21]

Слив воды самотеком из испытанного участка снижает эффективность удаления воды и поэтому запрещен. Удаление воды осуществляют путем пропуска поршней-разделителей ( ОПР-М, ДЗК-РЭМ, ОПР-МЭ) под давлением природного газа или сжатого воздуха в два этапа. На первом этапе удаляют основной объем воды, а на втором - всю воду.  [22]

В товарном парке нефть имела температуру 48 - 54 С; в пути она подогревалась до 60 - 65 С только один раз на промежуточном пункте подогрева; в товарный парк г. Шевченко нефть приходила при температуре 32 - 33 С. Расслоение эмульсии и отделение основного объема воды от нефти при заполнении резервуара происходит при температуре 33 С.  [23]

ПО по сравнению с нефтегазоносными в том, что фонд добывающих скважин малочислен. Согласно данным41, небольшой / средний советский курорт обслуживался одной, много двумя скважинами. В частности, на Кисловодском месторождении углекислых вод основной объем воды отбирался при помощи двух скважин. От геотермальных же объектов гидроминеральные отличает достаточно глубокое залегание - до 3000 м на Сочинском месторождении сульфидных вод. Отсюда динамика состояний ГФДС и стадий флюидоизвлечения принципиально схожа с таковой для нефтегазовых месторождений, однако существенно менее мобильна в силу гораздо меньшей интенсивности техногенных воздействий на пластово-флюидную систему.  [24]

ПО по сравнению с нефтегазоносными в том, что фонд добывающих скважин малочислен. Согласно данным4, небольшой / средний советский курорт обслуживался одной, много двумя скважинами. В частности, на Кисловодском месторождении углекислых вод основной объем воды отбирался при помощи двух скважин. От геотермальных же объектов гидроминеральные отличает достаточно глубокое залегание - до 3000м на Сочинском месторождении сульфидных вод. Отсюда динамика состояний ГФДС и стадий флюидоизвлечения принципиально схожа с таковой для нефтегазовых месторождений, однако существенно менее мобильна в силу гораздо меньшей интенсивности техногенных воздействий на пластово-флюидную систему.  [25]

Физической неоднородности продуктивных пластов а также зчконо-мерного изменения вязкости нефтей в объемах залежей ( даже при длительной разработке) не достигается их полный охват выработком. Особенно наглядно селективность работы лишь отдельных, наиболее проницаемых интервалов наблюдается на конечной стадии разработки. Благодаря этому в процессе разработки обычно резко возрастает водяной фактор показывающий, что основной объем воды, предназначенной для вытеснения нефти, бесполезно расходуется на многократную промывку выработанных интервалов и каналов, сформированных системой трещин.  [26]

В зависимости от многих факторов в каждом пласте может быть собственное, отличное от выше - и нижележащих, пластовое давление. На наш взгляд, причина такого различия заключается в следующем. В связи с тем, что на начальном этапе разработки закачка воды не производится, пластовое давление во всех пластах объекта снижается. После начала нагнетания основной объем воды поступает в мощные пласты. Поскольку при одном и том же расстоянии между скважинами потери в них меньше, то пластовое давление повышается быстрее. В маломощных пластах, ввиду больших перепадов в области, прилегающей к нагнетательной скважине, скорость восстановления давления гораздо ниже, поэтому происходит быстрое затухание приемистости в них. В дальнейшем начинает сказываться фактор возрастания забойных давлений, который в эксплуатационных скважинах с худшими пластами иногда может даже превышать пластовое. Этот процесс постепенно приводит к полному отключению худших пластов, что и отмечается повсюду.  [27]

В Башкортостане в девонских отложениях наиболее высокие компенсации отбора жидкости закачкой воды в основной период разработки вплоть до текущей нефтеотдачи 40 % отмечаются на залежах нефти пластов Д-I и Д-IV Шкаповского месторождения. Компенсация отбора жидкости закачкой воды по пласту Д-IV, начиная с 1965 года при текущей нефтеотдаче 27 %, заметно превышает компенсацию по горизонту Д-I. Это обусловлено тем, что приемистость нагнетательных скважин в нижележащем пласте на 20 - 25 % оказалась выше. Учитывая, что на Серафимовском месторождении основной объем воды закачивался через законтурные нагнетательные скважины, то влияние заводнения на обводнение продукции этого месторождения оказалось значительно ниже, чем на Шкаповском месторождении.  [28]

Например, в центре Альметьевской площади к водо-нефтяной зоне отнесены запасы пласта г д, который представлен песчаниками практически на всей площади рассматриваемого участка. Пробуренные скважины практически не вскрыли зон слияния коллекторов водо-нефтяной зоны с вышележащими пластами. С севера и юга участок ограничен рядами нагнетательных скважин, к каждому из которых прилегает по три ряда эксплуатационных скважин. Центральная часть участка первоначально оставалась неразбуренной. Запасы нефти между пластами г д и б 1 2 б в распределены поровну. Основной объем воды закачивается в пласты г д, поскольку коллекторы вышележащих пластов хуже представлены на линиях разрезания. К началу 1967 г., когда по участку было отобрано 15 % от начальных геологических запасов, по пяти скважинам было отмечено заводнение верхних пластов высокоминерализованной водой, что указывает на переток жидкости из водо-нефтяной зоны. Это подтверждается сопоставлением объемов закачанной воды и отобранной жидкости по участку между двумя рассматриваемыми группами пластов. Так, на пласты г д приходится 10 % закачиваемой воды и 30 % отобранной жидкости.  [29]

Важное значение в процессе болотообразования имеет связывание торфом огромного количества пресной воды вследствие высокой влагоемко-сти остатков растений-торфообразо-вателей, особенно сфагновых мхов. Сфагновый мох способен поглотить в 25 - 30 раз больше воды, чем его собственный вес в сухом состоянии. Благодаря большой влагоемкости торфа в болотах сосредоточены громадные запасы воды. В западносибирских болотах содержатся сотни кубометров воды, что по объему больше воды, ежегодно выносимой Обью в Карское море. Общее количество воды, в болотах России составляет 2766 6 км3, что в 10 раз превышает запасы органического вещества, накопленного в них. Основной объем болотных вод ( 94 %) сосредоточен в четырех регионах: Северо-Западном ( ок.  [30]



Страницы:      1    2    3