Продуктивность, определение

Такой коллектор по структуре пор ближе к сильно уплотняющемуся коллектору с межзерновым типом пор. Поэтому для нахождения коэффициента сжимаемости пор воспользуемся уравнением (3). Предельный (max) коэффициент продуктивности, определенный по касательной и индикаторной кривой по рис. 4, д, = 80 MV( yr МПа) при пластовом давлении Pi = 29,6 МПа. [c.441]

Предельный коэффициент продуктивности, определенный по касательной кривой на рис. 4, е, = 68 м /(сут МПа) при Р2 = 28 МПа. [c.441]

Как уже отмечалось, определенная закономерность наблюдается только в изменении по мере погружения осадка общей солености поровых вод. Причем все сказанное об изменении общей солености поровых вод относится только к поровым водам глин. Соленость вод песчаников, которые следует называть не поровыми, а пластовыми, не подчиняется указанной закономерности. В пластовых водах нередко отмечается невысокая соленость, иногда порядка нескольких промилле, что дало основание А.А. Агаларову высказать предположение о формировании глин продуктивной свиты в высокоминерализованных водах, а песчаников -в сильно опресненных. [c.76]

Изложены принципы, критерии и методы определения продуктивности нефтегазоматеринских толщ и прогнозной оценки нефтегазоносности по комплексу литолого-геохимической информации (акцент сделан на критерии и методы, разработанные автором). Анализируются способы определения потерь нефтяных флюидов при формировании и расформировании залежей, изучения остаточных нефтей в карбонатных толщах. Рассматриваются возможности фиксации стадийности образования газоконденсатных месторождений по комплексу литолого-геохимических данных. [c.167]

Проектный максимальный объем суточной закачки воды в оба пласта определен в количестве 43—45 тыс. м . Коллекторские свойства продуктивных пластов Аз верейского горизонта и А4 башкирского яруса изложены в работах [1, 2]. Однако отметим, что продуктивные известняки и песчаники представляют собой трещиновато-пористую среду. [c.124]

Как известно, к настоящему времени предложено, обосновано и апробировано довольно большое число разнообразных методов и способов определения и количественного представления показателей неоднородности продуктивных пластов. [c.17]

Объективно неоднородность продуктивных нефтеносных пластов выражается в различии и изменчивости в объеме залежей размеров пор, поровых каналов и их нефтенасыщенности. Проницаемость же, как свойство пористой среды пропускать через себя (фильтровать) жидкость или газ, представляет усредненную характеристику некоторого объема или сечения пласта и зависит от метода и условий определения. Поэтому характеристика неоднородности пласта через проницаемость неизбежно содержит в себе элементы субъективности или методической неоднозначности, вследствие чего она не может быть инвариантной. [c.81]

Химические методы применяются для депарафинизации насоснокомпрессорных труб фонтанных и насосных скважин, а также при очистке поверхности продуктивных пластов у забоя скважин. Процесс обработки сводится к закачке растворителя и выдержке определенное время, как правило, при интенсивном перемешивании. В качестве растворителей используются различные фракции нефти, их смеси или легкие нефти. Для повышения эффективности растворители часто содержат поверхностноактивные вещества, разрыхляющие и ускоряющие растворение отложений. [c.133]

Прп разработке аппарату )ы в Уфимском нефтяном институте ставилась задача сконструировать ЯМР — релаксометр, позволяющий проводить массовые экспрессные определения параметров керна, в том числе непосредственно на промыслах, с целью получения оперативной информации о коллекторских свойствах, нефтенасыщенности и степени выработки продуктивных пластов. С этой целью было принято решение сконструировать датчик образца, исходя из размеров кернов, отбираемых сверлящими керноотборниками СКО-8-9 и СКМ-8-9 диаметр 22 мм, максимальная длина выбуриваемого керна связана с габаритами керноотборника и составляет 50 мм. [c.103]

Приведена методика массовых экспрессных определений параметров керна для получения оперативной информации о коллекторских свойствах, нефтенасыщенности и степени выработки продуктивных пластов. [c.119]

На основании комплексной интерпретации промыслово-геофизических исследований в работе С.Дж- Пирсона приводится методика количественной оценки коэффициента продуктивности по расчетной формуле. Практика показала, что определение абсолютной и относительной фазовой проницаемости по данным каротажа недостаточно точно, поэтому использование расчетной формулы может привести к большим ошибкам при определении потенциальных значений коэффициента продуктивности. [c.83]

При решении практических задач нефтепромысловой геологии с помощью температурных исследований могут быть использованы работы [47, 53—54], в которых по данным многочисленных наблюдений рассматриваются и уточняются термодинамические и тектонические особенности ведущих нефтяных месторождений Татарии и Азербайджана. Так, в работе Ш. Ф. Мехтиева и др. [47] излагаются основк геотермии применительно к естественному и искусственному тепловым полям земной коры в бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, разработке нефтегазовых залежей и методам определения геотермического градиента и приводятся значения геотермического градиента некоторых месторождений. Работа Н. Н. Непримерова и др. [54] написана на основании многолетних экспериментальных исследований авторов и посвящена изучению нарушений теплового режима Ромашкинского нефтяного месторождения с внут-риконтурной выработкой продуктивных пластов холодной водой и последствий, вызванных этими нарушениями. В книге дается описание измерительной аппаратуры и методики исследований нефтегазовых месторождений, приведен разбор геотермических параметров и описаны наиболее распространенные типы тепловых полей над геологическими структурами, исследована роль термо- [c.8]

На основании значений эффектов дросселирования, найденных по кривым восстановления температуры и определенных по диаграммам состояния теплосодержания движущегося потока (константы энтальпии и энтропии) и его теплоемкости, предприняты попытки с помощью предлагаемого в работе [10] метода выявить теплопроводности и температуропроводность коллекторой, слагающих продуктивную толщу пластов на площади Песчаный-море и некоторых горизонтов Сабунчино-Ра-манинского нефтяного месторождения, и особенно величину температуропроводности, которая является анало- [c.10]

Впоследствии, когда приступили к изучению нефтяных месторождений Апшеронского полуострова, возраст продуктивной толщи тогдашними исследователями был определен тоже как олигоце-новый. Этот возраст долгое время приписывали всем нефтеносным свитам Кавказа, и только детальное изучение условий залегания нефти привело к убеждению, что нефть встречЬется во всех геологических системах, начиная от кембрийской вплоть до образований современного возраста. Условия, благоприятные для образования нефти, очевидно, существовали в течение ряда геологических эпох, начиная с древнейших, что и привело к возникновению залежей нефти в образованиях разного геологического возраста. Это основное положение может быть подтверждено многочисленными примерами. [c.131]

Вместе с тем накопленный фактический материал позиолил выявить определенные зависимости между свойствами и глубиной зал< гания нефтей и высказать предположения, связанные с генезисом нефти в условиях Апшерон-ского полуострова. При сопоставлении свойств всех пластовых нефтей каждого месторождения установлено, что в пределах одного отдела нродуктивной толщи принципиальной разницы в свойствах индивидуальных нефтей нет. В то же время по каждому месторождению нефти верхнего отдела продуктивной толщи отличаются от нефтей нижнего отдела, особенно по соотношению нафтеновых и парафиновых углеводородов. Нефти при переходе от верхнего отдела к нижнему характеризуются резким повышением вязкости, смолистости и способности к коксованию. Нефти верхнего отдела содержат больше светлых фракций, а в составе последних — больше нафтеновых и меньше ароматических и парафиновых углеводородов. Такая тенденция прослеживалась в нефтях всех основных месторождений Апшерона (Сураханского, Ка-линского, Балаханского, Карачухурского и др.). [c.8]

Единственным показателем иловых вод, по которому можно отчетливо наблюдать определенную закономерность изменения, является общая соленость она возрастает сверху вниз от 13 в современном Каспии до 100 и более во вскрытой верхней части продуктивной свиты. Правда, некоторое уменьшение ее отмечается в верхней части древнекаспийских отложений, возможно соответствующих хвалынскому ярусу. Понижение солености поровых вод в Хвалынском ярусе, вероятно, вызва- [c.74]

Третий тип обучения, к которому совершается в наше время стремительный переход, не имеет определенного названия. Это обучение рассчитано на формирование твррцов новых знаний, поэтому его иногда называют продуктивным, или творческим, обучением. В этом обучении студент и преподаватель находятся в процессе активного взаимодействия, и такое обучение можно назвать взаимно-активным. Другое название — проблемное обучение. Оно основано на идее, что мышление человека начинается там, где возникает проблемная ситуация, т. е. затруднение, требующее привлечения новых знаний для его преодоления. Самостоятельное приобретение и создание новых знаний — суть продуктивного типа обучения. [c.4]

Выделение призабойной зоны пласта как особой части продуктивного коллектора вызвано существенным отличием свойств этой зоны от средних свойств пласта и резким увеличением скорости потока пластовых флюидов. Изменения физических свойств пласта в основном происходят в процессе бурения, крепления, освоения и ремонта скважины, в частности, в результате проникновения рабочих жидкостей и загрязнений в пласт. Определенную роль пграют и процессы механической, гидродинамической и физико-химической дестабилизации пласта при эксплуатации скважины. Эти процессы в наибольшей степени происходят в ПЗП, где наблюдаются максимальные амплитуды колебаний давления в процессах бурения, вскрытия пласта и эксплуатации скважин, а следовательно, и колебания механических напряжений в скелете пласта. [c.5]

Промысловые опыты по закачке реагентов НОК и КС. Реагенты НОК п КС были закачаны в одну из скважин Кудиновского. месторождения четырьмя порциями. В продуктивный горизонт было подано 34 м 24 %-ного раствора НОК и 36 м 13 %-ного раствора КС. При этом подача первых двух порций (НОК) сопровождалась немедленной последующей закачкой воды. Третью и четвертую порции раствора реагента (КС) перед последующей продавкой водой в течение 3 и 7 ч выдерживали в призабойной зоне. Результаты закачки четырех оторочек из концентрированных растворов НОК и КС (рис. 38) свидетельствуют об определенном увеличении приемистости опытной нагнетательной скважины. Надо отметить, что эффект от первых порций НОК и КС был либо незначительным, либо быстро затухающим. Вторые порции приводили к значительному эффекту. Быстрое последующее снижение параметра Сзак/Рпагн (через 5—20 сут.) зависело от незначительных объемов закачанных растворов и, следовательно, от небольших размеров оторочки. [c.94]

Процессы автоокисления вносят сравнительно небольшой вклад в суммарную концентрацию фенолов в нефтепродуктах. Так, авторы работы [650] нашли, что при 36-часовом окислении очищенного от фенолов дистиллята 140—240°С продувкой воздуха (5 л/ч) при комнатной температуре фенолы образуются вновь, но их в 10 раз меньше, чем в исходном сыром прямогоином продукте. Показано, что при автоокислении дизельных топлив фенолов образуется намного меньше (более чем в 10 раз), чем спиртов с ОН-группой, удаленно] от ароматического цикла [651 ]. Результаты этих экспериментов вселяют надежду, что значительная часть обнаруженных нефтяных фенолов имеет своим источником пластовую нефть. В то же время, по данным [652], результаты определения концентрации фенолов неустойчивы и по певыявленным причинам могут расходиться в 3—4 раза даже для нефтей из скважин, поставляющих нефть из одного и того же продуктивного пласта па одном и том же месторождении. [c.105]

Для получения количественных показателей эффективности и степени совершенства ХТС в настоящее время все больше используют термоэкономический принцип. Термоэкономика — это подход к анализу ХТС, заключающийся в комбинации термодинамического анализа и экономической оптимизации. Термодинамический анализ описывает и изучает общую направленность течения процесса, закономерности переноса массы и энергии, а также устанавливает общие альтернативы реализации процесса. Определение альтернатив в термодинамике основано на использовании таких категорий, как эффективность, продуктивность, энтропия образования, необратимость, эксергия и др. [c.190]

Вопросу фильтрации нефтей в гранулированных коллекторах иосвящено большое число исследований. Анализ литературных данных показывает, что подавляющее число исследователей отмечает снижение расхода при фильтрации нефтей [12, 88, 66, 116, 178]. Величина уменьшения проницаемости в этих исследованиях колебалась от нескольких до десятков процентов. Однако результаты отдельных исследований показали, что при соблюдении определенных условий нефти и их модели фильтруются без снижения расхода [13, 20], т. е. проницаемость по нефти равна проницаемости по неполярной жидкости. Таким образом, по мнению этих авторов затухание фильтрации нефтей — следствие неправильной их подготовки к исследованию. Но в этих же исследо--ваниях приведены данные, из которых следует, что для арланских нефтей фильтрация затухает при течении нефти в уплотненном кварцевом песке, что не наблюдается при течении нефтп в образцах продуктивных пород. Полученные результаты объясняют различием структуры норового пространства уплотненного кварцевого песка и продуктивных пород [13, 20], что вряд ли можно считать правомерным. [c.127]

Практически любой расчет теплообмена требует знания одного или нескольких физических параметров жидкостей, газов или поиерхностей, на которых происходит теплообмен. Именно важность информации о физических свойствах для указанных целей побудила редакторов нклю-чить в справочник часть, посвященную этим свойствам. Для расчетов процессов переноса теплоты, массы и импульса инженер-теплотехник должен хорошо понимать физическую природу явлений, обусловливающих различные параметры, используемые в этих расчетах, а также их зависимость от других параметров, таких, как давление и температура. По этой причине в первых разделах настоящего тома рассматриваются физические свойства различных веществ. Сначала обсуждаются свойства чистых жидкостей и газов (разд. 4.1). Во многих теплообменных устройствах газы и жидкости представляк5т собой смеси нескольких компонептов, и следующий раздел (разд. 4.2) посвящен обсуждению свойств таких смесей, включая их равновесные термодинамические свойства. В обоих разделах изучаемая среда рассматривается как ньютоновская, в то время как фактически многие используемые на практике жидкости обнаруживают свойства неньютоновских сред. Приводить данные о реологических свойствах неньютоновских жидкостей — занятие не слитком продуктивное, поскольку они сильно меняются в зависимости от ситуации. Поэтому основное внимание уделено экспериментальному определению и (там, где это возможно) расчету характеристик этих жидкостей эта тема подробно рассмотрена в разд. 4.3. Свойства твердых тел необходимо знать в расчетах теплообмена не только в тех случаях, когда теплообмен обеспечивается за счет теплопроводности (при этом должны быть известны теплопроводность твердого тела, его теплоемкость и плотность), ио также и при теплообмене излучением, где излучательная способность поверхности имеет исключительно важное зна- [c.147]

Таким образом, приведенные примеры достаточно убедительно свидетельствуют о необходимости продуманной методики определения и учета литологических факторов и внутренних микропроцессов при осуществлении технологии вскрытия, опробования и освоения продуктивных нефтяных горизонтов, особенно в условиях работ на новых геологических объектах с высокой степенью неоднородности пластов и многопластовости, в глубокозалегающих горизонтах, залежах с аномальными морфологическими или коллекторскими свойствами и т. д. [c.15]

Одна из таких методик определения нижнего кондиционного предела коллектора, предложенная во ВНИИ по материалам месторождения Узень, использует эмпирическую зависимость между проницаемостью продуктивных пластов (горизонты XIII— XVIII) по кернам и удельным коэффициентом продуктивности интервалов, откуда отобраны эти керны. Кстати, по этой методике. для юрских отложений месторождения нижний предел проницаемости получается равным 0,001 мкм . Предполагается, что найденные по этой зависимости границы коллектор-неколлектор в дальнейшем должны корректироваться с учетом экономических и технологических показателей, в том числе и факторов, определяющих механизм массопереноса в пластах, микропроцессы в необычной (полимиктовой) пористой среде. [c.17]

В лаборатории физики пласта ТатНИПИнефти И. Ф. Глумовым проводились опыты по определению капиллярного впитыва-. ния воды и нефти в свежие образцы керна из продуктивных пластов девона Бавлинского и Ромашкинского месторождений. Не отмечалось самопроизвольной капиллярной пропитки образцов ни водой ни нефтью. Аналогичные опыты проводились и в Гипро-востокнефть. Капиллярной пропитки также не наблюдалось. После экстрагирования кернов и насыщения их керосином, т. е. после искусственной гидрофилизации образцов, отмечалась самопроизвольная капиллярная пропитка. [c.40]

Успех же разведки при учете гидротермодинамических микропроцессов на Левкинской площади связан с определением необычного механизма работы системы пласт—скважина при вскрытии продуктивного горизонта. Дело в том, что аномально высокие пластовые давления создают реальную угрозу разрушительных последствий для продуктивного объекта при различных изменениях существующего состояния (равновесия) пластовой системы. Поэтому при вскрытии разведочными скважинами таких пластов надо помнить, что продуктивность глубоких залежей обеспечивается трещиноватостью коллекторов или, строго говоря, достаточными фильтрационными каналами (трещинами, отдельными высокопроницаемыми пропластками, линзами и пр.), имеющими проводимость, резко отличную от таковой для основной породы. Отсюда возникает непременное требование сохранения (или развития) этих дренажных каналов при вскрытии и освоении продуктивных горизонтов на больших глубинах. В первых разведочных скважинах Левкинского месторождения это условие не соблюдалось, что привело к потере продуктивности в первые же дни работы (скважины имели первоначальные дебиты до 500 м /сут жидкости, а в настоящее время работают с дебитами 2—3 м /сут или вообще остановлены). [c.173]

В настоящее время рабочее давление на устье скважин изменяется от 5,9 до 12,0 МПа, а дебиты — от 76 до 875 тыс. м /сут. Эксплуатация месторождения связана с определенными трудностями, обусловленными значительным снижением пластового давления в зонах ряда УКПГ, отложением солей, внедрением воды в наиболее продуктивные зоны месторождения. Содержание сероводорода в газе изменяется по площади месторождения на западном и центральном куполах в пределах 1,4-1,8, на восточном — до 4,7%. Отмечается также повышенное содержание углекислого газа (до 1,5%), азота (3,5-7,5%) и меркап-тановой серы (до 1000 мг/м ). [c.8]

Рв1 омендуемый порядок проведения работ по установлению силикатных ванн следующий. После проведения всего цикла работ по проводке скважины, т. в. после проработки ствола, предшествующего подъему и выбросу бурильного инструмента, в интервале залегания водоносных пластов, продуктивных коллекторов, водоплавающих залежей и естественных экранов, разделяющих коллекторы, устанавливается силикатная ванна определенного состава. Время, затрачиваемое на подъем инструмента и спуск обсадной колонны, достаточно для завершения течения физико-хи-мических процессов в системе скважина — пласт. После спуска обсадной колонны производятся промывка скважины и цементирование по установленной технологии, т. е. никаких дополни-тельн1,1Х мероприятий и затрат времени для примененпя способа не тробуется. [c.251]

В связи с этим необходимо выявить зоны с высокими остаточными запасами, вьщелить геологические факторы, влияющие на полноту выработки запасов, оценить структуру остаточных запасов и разработать направления по возможному повышению эффективности существующей системы заводнения с целью воздействия на остаточные запасы с ухудшенной геологической структурой. Для решения поставленной задачи в работе предложен комплексный подход, который основывается на построении двух моделей геологической и технологической. Поскольку по объекту отмечается высокая степень геологической неоднородности, первая модель решает задачу определения множества факторов геологической неоднородности как на макро-(площадь, залежь), так и на микро-уровне (скважина, пласт, проплас-ток), в целом определяющих состояние и степень выработки продуктивного пласта путем расчета данных параметров по скважинам и построением соответствующих карт и матриц. Вторая модель решает задачу определения состояния и эффективности выработки запасов. Для этого проведены расчеты удельных балансовых запасов нефти, коэффициентов извлечения нефти по скважинам, удельных остаточных запасов нефти, а также ряда технологических параметров, характеризующих эффективность нефтеизвлечения, построены соответствующие карты. Наложение этих двух моделей с анализом построенных карт и проведением статистических исследований множества параметров позволяет в комплексе определить влияние рассматриваемых геологических признаков на эффективность выработки запасов, оценить состояние и структуру остаточных запасов и дать [c.77]

Для определения пористости образцы горных пород, насыщенные жидкостью, помещаются в датчик ЯМР и измеряется начальная амплитуда сигнала свободной индукции, которая прямо пропорциональна количеству жидкости в образце. Коэффициент пропорциональности определяется по эталонам с известным водосодержанием и в процессе работы периодически контролируется. Стабильность аппаратуры позволяла проводить контроль не чаще, чем через 20 определений. Для исключения влияния степени заполнения катушки датчика образцом амплитуда сигнала пересчитывается на единицу объема образца. Продолжительность определения пористости одного образца не превышает 1—2 минут. Всего было исследовано 134 образца террпгенпых и карбонатных пород различного возраста. Из них 40 образцов было отобрано сверлящим грунтоносом из продуктивных отложений девопа, нижнего и среднего карбона месторождений юго-востока Татарии, 94 образца из тех же отложений Туймазинского и прилегающих к нему месторождений. Образцы подвергались следующим видам исследований [c.104]

Получена формула для определения при заданных значениях диаметра плунжера, числа его ходор, подвески и дру1 их величин, длины хода точки подвеса штанг, а следовательно, и теоретической производительности, обеспечиваицей подъем из скважины заданного дебита. Далее определяется коэффициент подачи с учетом продуктивной характеристики скважины дебит-уровень. [c.118]

Устойчивость нефтяных асфальтеносодержащих систем против расслоения является предметом исследования многих авторов. Прикладное значение этих исследований состоит, например, в определении оптимального состава смесей нефть — углеводородный конденсат при их транспорте и переработке, оценке возможности расслоения в стволе скважины контактирующих нефти, конденсата и газа из различных продуктивных горизонтов и прогнозирование на этой базе снижения производительности скважин и промыслового оборудования, разработке рабочих агентов для закачки в пласт и вытеснения пластового флюида, подборе условий для осуществления процесса деасфальтизации нефтяного сырья различного фракционного состава. [c.124]

Для объективной оценки эффективности применения НПАВ в процессах повышения нефтеотдачи пластов был разработан метод определения химической стабильности НПАВ типа ОП-7, ОП-10 и АФ9-12 в условиях, приближенных к пластовым [32]. Метод позволяет судить о количественном и качественном присутствии НПАВ и продуктов их деструкции. Лабораторные испытания НПАВ на химическую стабильность проводились в присутствии пластовой воды и породы продуктивного пласта в герметических сосудах -автоклавах - в термобарических условиях конкретного месторождения при постоянном, контроле за температурой и давлением. Контроль за химической стабильностью НПАВ осуществлялся методом тонкослойной хроматографии. Сравнение хроматограмм исходного неонола и продуктов его деструкции, полученных в результате эксперимента, позволяет оценить процесс химической деструкции для условий конкретного месторождения. Появление на хроматограмме зон, отличных от исходного ПАВ, свидетельствует о возникновении продуктов деструкции НПАВ, а исчезновение зоны, характерной для исходной НПАВ - о полной химической деструкции последнего. Продукты химической деструкции и исходный НПАВ выделяли методом колоночной хроматографии с использованием растворителей, имеющих различную элюирующую способность, что позволило количественно разделить реакционную массу на фракции, содержащие отдельные продукты деструкции и исходный неонол. Выделенные индивидуальные продукты химической деструкции НПАВ идентифицировались методами ИК-, ЯМР-Н - и С - спектроскопии и элементного анализа. Степень химической деструкции рассчитывали по формуле [c.19]

При выделении различных групп коллекторов И.П. Чоловский предложил комплексный параметр — идропроводность, характеризующий фильтрационные свойства и продуктивность пласта и представляет собой Iотношение произведения абсолютной проницаемости и эффективной тол- щины пласта к вязкости пластовой жидкости. Ввиду недостаточного количества гидродинамических исследований и невозможности определения гидропроводности каждого из перфорированных пластов в насосных скважинах, им было предложено определение этого параметра следующим I образом. Коэффициент проницаемости определяют по одному из геофизических методов. Толщину пласта определяют по комплексу промыслово-геофизических исследований, обеспечивающих высокую степень точности. Вязкость пластовой нефти берется средняя для каждого пласта, определенная в лабораторных условиях на основании исследования глу- бинных проб нефти. [c.82]

Нами при оценке коэффициента продуктивности по косве гм данным для дифференциации породчсоллекторов и определении потенциаль-нь х возможностей продуктивных пластов был использован следующий подход. [c.85]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология