А Б В Г Д Е Є Ж З І Ї Й К Л М Н О П Р С Т У Ф Х Ц Ч Ш Щ Ю Я
Обрана свердловина
Вибрані свердловини № № 41622540 та 2545 відносяться до малодебітних фонду свердловин, свердловина № 2540 до впливу знаходилася 4 місяці в бездіяльності, з причини нерентабельності її експлуатації.
Вибрані свердловини входять в одинсвердловинний елемент, який назвемо термогідрополігоном.
Вибрані свердловини № № 41622540 та 2545 відносяться до малодебітних фонду свердловин, свердловина № 2540 до впливу знаходилася 4 місяці в бездіяльності, з причини нерентабельності її експлуатації.
Якщо вибранасвердловина експлуатувалася раніше будь-яким іншим способом, то в більшості випадків дані про її дебіте і відповідному йому динамічному рівні є. Якщо таке дослідження давно не проводилося, його неважко провести в обладнаній свердловині, із складанняміндикаторної кривої припливу рідини.
Ротрута обраних свердловин був розбитий на групи. У кожній групі були присутні і вертикальні, і похилі свердловини, причому в кожній групі діаметри плунжерів насосів були однакові, різниця довжини підвіски не перевищувала 50 метрів,довжини ходів полірованого штока і числа хитань розрізняються незначно.
Дня обраної свердловини попередньо аналізуються дані проведених ГІС, ДДІВ, досліджень керна для встановлення чисельних значень наступних характеристик: в'язкість нафти і води впластових умовах; початкове пластовий тиск; водо - і нефтенасищенной товщини пропластков; критичні (граничні) значення насиченості для води і нафти, при яких припиняється рух відповідної фази; абсолютні і фазові проникності,нефтенасищенних, пористість кожного з пропластков.
У вибраних свердловинах, об'єднаних у групи за приналежністю до пластів АВ, БВ і ЮВ, виконано пошарове поділ пластів на проникні і непроникні інтервали.
Рабочіе параметри вибраних свердловинзмінюються в широких межах. Накопичена видобуток нафти по свердловинах також коливається в широких межах від 7 5 до 990 тис. т при високій обводнення свердловин.
Для кожної обраної свердловини складається план роботи.
Для кожної обраної свердловини складаютьплан роботи.
У всіх обраних свердловинах згідно з даними стандартного каротажу і результатів інших геофізичних досліджень розкритий монолітний водонефтяной пласт, причому в інтервалі від водонефтяного контакту до верхніх отворів фільтру ніякихзаглінізірованних та інших малопроникних прослоєв не простежувалося.
Схема пристрою з вимірювання дебіту свердловин на груповій установці бакинського типу. МІМ) 12 обраної свердловини буде подано тиск газу. МІМ спрацює і перемкне свердловину з робочогоколектора на вимірювальний, і рідина зі свердловини почне надходити у вимірювальний газоотделителя (трап) 20 де вона відстоюється і розшаровується на нафту і воду.
Для кожної з обраних свердловин були побудовані графіки, уточнені шляхи надходження води (за методикою,викладеної в розділі Визначення шляхів надходження води в видобувні свердловини) і оцінена технологічна ефективність ізоляційних робіт. Додатково добуту за рахунок ремонту нафту (так само як і втрати) підраховували за три наступні після ремонту року роботисвердловин.
Проводять гідророзрив на ряді випадково вибраних свердловин, для яких перераховані ознаки відомі. Всі ці дані становлять навчальну вибірку.
У процесі капітального ремонту на обраних свердловинах виконані ремонтно-ізоляційні роботиза технологією цементної заливки.
Режім руху висхідного потоку газорідинної суміші в обраних свердловинах відповідає турбулентному режиму; значення критеріюРейнольдса складає біля башмака ліфтових труб 4410 і доходить до 27700 на гирлі.
Аналіз цихкривих показує, що в розрізі вибраних свердловин в залежності від перепаду тиску перетікання газу здійснюється з декількох пропластков. У всіх пропластков є градієнт тиску, нижче якого перетікання газу відсутня.
Даними промислових дослідженьвстановлено, що із збільшенням дебіту обраних свердловин збільшується успішність і додатковий видобуток нафти після обробок. Обводненість продукції до 30% значного впливу на ефективність електротеплового обробки не робить.
Для дослідженняпрофілю прийомистості нагнітальних свердловин методом радіометрії в обраній свердловині виробляють контрольний гамма-каротаж по всьому стовбуру з метою визначення природної радіоактивності порід розрізу від гирла до вибою. Потім у свердловину закачують кількакубометрів радіоактивної води. Отриману діаграму порівнюють з контрольною. Інтервали поглинання закачаної радіоактивної рідини характеризуються аномально високими значеннями кривої ГК.
Схема установки АГМ. При подачі стислого газу на мембранну головкувідповідного виконавчого механізму обрана свердловина відключається від загального колектора 2 і приєднується до вимірювального сепаратору.
При подачі стислого газу на мембранну головку відповідного виконавчого механізму обрана свердловинавідключається від загального колектора 2 і приєднується до вимірювального сепаратору. На установці є також мембранний виконавчий механізм для управління зливом рідини з сепаратора.
Аналіз кривих на рис. 2.4 показує, що в розрізі вибраних свердловин вЗалежно від перепаду тиску перетікання газу здійснюється з декількох пропластков. У всіх про-пластках є градієнт тиску, нижче якого перетікання газу відсутня.
Тривалість 1 етапу становить 1 - 2 місяці, по вибраних свердловинах (таблиця 3.1)необхідно щотижневе вимір де-бітів рідини, її обводнення, а також висоти динамічного рівня свердловини.
У табл. 3.2 вказані рекомендації по 1 етапу коректування режимів роботи обраних свердловин. Подальші кроки вимагають обгрунтування з урахуванням результатіввідпрацювання 1 етапу.
У табл. 4.5 наведені результати розрахунку технологічної ефективності застосування нової схеми перфорації на обраних свердловинах. Згідно з проведеними розрахунками за методикою ВАТ Татнафта, сумарний накопичений технологічний ефект складає 12087т додатково добутої нафти.
Таким чином, використання побудованих на основі накопиченого дослідно-промислового матеріалу прогнозних моделей дозволяє для обраної свердловини за відомим набору вихідних факторів процесу розраховувати головні компоненти тапо потрапляння свердловини в певну групу моделі з достатньою надійністю прогнозувати ступінь ефективності передбачуваної обробки, а також призначати необхідні технологічні режимні операції для застосування комплексної віброволновой технології.
Характеристикою міри взаємодії може служити дисперсійна міра ідентичності - кореляційне відношення залежності дебіту рідини обраної свердловини від дебіту рідини довколишніх свердловин, яке може бути отримане за статистичними моделями, зокрема, наоснові самоорганізуються.
Аналіз КВД, отриманих в результаті досліджень свердловин і при лабораторних дослідженнях, показує, що в розрізі вибраних свердловин одночасно розробляється кілька пропластков, для яких характерний початковий градієнттиску. У наведеній методиці для визначення працюючої товщини не враховуються вплив початкового градієнта тиску на зміну працюючої товщини і число працюючих пропластков. Для визначення параметрів працюючих пропластков з урахуванням початкового градієнтатиску необхідно внести зміни в розроблену методику обчислення параметрів пласта і методику дослідження свердловин.
Цей імпульс переводить ПШРв положення наповнення, при якому стиснений газ через ПШРнадходить у МІМ розподільного клапана обраноїсвердловини, і рідина від неї починає надходити в мірний сепаратор.
Схема вимірювальних пристроїв сепаратора. Цей імпульс переводить ПШРв положення наповнення, при якому стиснений газ через ПШРнадходить у МІМ розподільного клапана обраної свердловини ірідина від неї починає надходити в мірний сепаратор. Після закінчення заданого часу програмний пристрій відключає свердловину від трапа і приєднує до загального колектору. Подача рідини в сепаратор припиняється, і він залишається наповненим. Після цього автоматичновключається телеізмерітельной пристрій, що вимірює рівень води і нафти в сепараторі. У той же час реєстратор друкує номер сепаратора і номер свердловини. По закінченні вимірювання рівнів нафти і води рідина з сепаратора зливається в загальний колектор. Цимзавершується цикл вимірювання її дебіту.
Цей імпульс переводить ПШРв положення Наповнення, при якому стиснений газ через ПШРнадходить у МІМ розподільного клапана обраної свердловини, і рідина від неї починає надходити в мірний сепаратор.
Для оцінкиймовірності випадкового відповідності початкових ординат графіків і типу джерела обводнення продукції свердловин були побудовані характеристики 92 довільним чином обраних свердловин.
Очевидно, що застосування геофізичних методів для вирішення перерахованих завданьефективно в тому випадку, коли дослідження проводяться не в випадково вибраних свердловинах, а в таких, де найбільш чітко і з потрібним ступенем точності можна встановити необхідні параметри, що характеризують процес розробки. Крім того, важливо, щоб при узагальненнірезультатів досліджень свердловин по об'єкту або поклади в цілому не виявилося, що вони виконані різнорідними комплексами методів і в випадкові терміни. Наприклад, для визначення положення контуру обводнення і оцінки заводнення обсягів поклади по роках можуть бутивикористані дослідження тільки одного року, і чим синхронно було їхнє виконання, тим надійніше і достовірніше будуть результати узагальнення. Безсистемний же підхід до досліджень, навіть на тих родовищах, де обсяги робіт досить великі (Самотлор, Узень), поки -показує, що за період в 1 - 2 роки по кожному конкретному об'єкту роботи проведені лише в обмеженому числі свердловин, розташованих по площі дуже рідко і нерівномірно. Ясно, що за такими даними важко отримувати достовірну інформацію про динаміку заводнення об'єкта вцілому.
Схема фідера системи ЦКУ-1. Після вибору свердловини напруга залишається тільки на одному з проводів третьої групи, яке і утримує у включеному стані реле Б обраної свердловини. З усіх інших проводів автоматично знімається напруга, і вонивикористовуються в подальшому для управління і контролю.
Пакет ГТМ1 надає користувачеві можливість проаналізувати вплив обсягу, складу облямівки гелі-осадкообразующіх реагенту, темпу його закачування на ефективність застосування даного методу на обранихсвердловинах, а також може бути застосований для обгрунтування самого вибору свердловин під обробку.
Закачування полімерних розчинів, в якості яких були використані водні розчини ВО-160 КМЦ, вуглеводневі розчини поліізобутилену та СКС-30 в затрубний простіробраних свердловин підтвердила справедливість лабораторних досліджень.
Ефективність досвіду визначена шляхом побудови кривих залежності вмісту нафти від об'єму відібраної рідини по досвідченим свердловинах і порівняння цих кривих з аналогічними кривими 20випадковим чином обраних свердловин Арланского родовища. Отримані матеріали дозволяють з надійністю стверджувати, що за час спостережень з жовтня 1966 по червень 1967 додатково видобуто 3100 Знефті.
Для вимірювання дебіту даної свердловини програмний пристрійпосилає імпульс певної частоти, відповідний частоті, на яку налаштований блок телемеханіки того сепаратора, в групову установку якого входить обрана свердловина.
Для вимірювання дебіту кожної свердловини програмний пристрій посилає імпульспевної частоти, відповідний частоті, на яку налаштований блок телемеханіки того сепаратора, в групову установку якого входить обрана свердловина. Цей імпульс переводить ПШРв положення наповнення, при якому стиснений газ через ПШРнадходить у МІМрозподільного клапана обраної свердловини, і рідина від неї починає надходити в мірний сепаратор.
Для вимірювання дебіту даної свердловини програмний пристрій посилає імпульс певної частоти, відповідний частоті, на яку налаштований блоктелемеханіки того сепаратора, в групову установку якого входить обрана свердловина.
У даній роботі геолого-технологічна модель об'єкта розробки ABi a Ватьеганского родовища була використана для визначення свердловин, в яких необхіднопроведення водоізоляційний робіт, та оцінки ефективності реалізаціїРІРза обраними свердловинах.
Структурна схема лінії зв'язку системи ГМ-4. При виборі свердловини датчики дінамоскопа приєднуються до ліній зв'язку і до дінамоскопу. Для теледінамометрірованіяобраної свердловини необхідно включити живлення дінамоскопа, після чого на його екрані з'являється зображення дінамограммьг даної глубіннонасосной установки.
Основна особливість виборчої системи полягає в тому, що в якості нагнітальних вибираються свердловини, що характеризуються підвищеною продуктивністю і кращим чином пов'язані з оточуючими експлуатаційними свердловинами. Нагнітання води в обрані свердловини є основним методом впливу на продуктивні пласти на відміну від вогнищевого заводнения, яке застосовується як додатковий захід з інтенсифікації видобутку нафти і збільшення нафтовіддачі пластів.
Час підключення свердловини до сепаратора, а також час вимірювання, спорожнення сепаратора і послідовність вимірювання встановлюються за допомогою програмного пристрою. Для вимірювання дебіту обраної свердловини програмний пристрій посилає імпульс певної частоти.
Пласти, розкриті обраної свердловиною, дуже неоднорідні по товщині, значення якої змінюється від 1 0 до 9 2 м, неоднорідні за проникності (0500 - 1100 мкм2), спостерігається зональна неоднорідність будови колекторів.
ГРП, є: ftH - нефтенасищенная товщина пласта (м), ha - розкрита товщина пласта (м); рпл - пластовий тиск (МПа); q - дебіт до ГРП (т /добу); п - число пропластков. ГРП проводять на ряді вибраних свердловин, для яких ці параметри відомі.
Схема фідера системи ЦКУ-1. Рледве Б мають, крім зазначених на схемі, ще сім нормально відкритих контактів, які замикаються з великою витримкою в часі. Цими контактами підключається до проводів зв'язку апаратура обраної свердловини.
При збільшенні тиску в магістралі витрата повітря в ці свердловини збільшується, а при зменшенні - зменшується. Ефективність такого способу підтримки тиску в магістралі залежить від обраних свердловин.
Після монтажу і тарування регулятора система повинна бути налаштована так, щоб її параметри настройки відповідали режиму роботи свердловини. В залежності від режиму і характеру свердловини настройка кожного приладу відповідно до обраної свердловиною вимагає ретельного аналізу роботи системи. Нижче наводиться порядок налаштування систем.
Основні схеми майданного заводнення. За допомогою детального вивчення розрізу в свердловинах по каротажних матеріалами, проведення в свердловинах гідропрослушіванія з числа нафтовидобувних вибирають свердловини під нагнітання води. Такими свердловинами повинні бути свердловини, в яких нефтепродуктівний розріз розкривається найбільш повно, простежується гідродинамічний зв'язок обраної свердловини з сусідніми. Виборча система з успіхом застосована на родовищах Татарській АССР.
Вибрані свердловини входять в одинсвердловинний елемент, який назвемо термогідрополігоном.
Вибрані свердловини № № 41622540 та 2545 відносяться до малодебітних фонду свердловин, свердловина № 2540 до впливу знаходилася 4 місяці в бездіяльності, з причини нерентабельності її експлуатації.
Якщо вибранасвердловина експлуатувалася раніше будь-яким іншим способом, то в більшості випадків дані про її дебіте і відповідному йому динамічному рівні є. Якщо таке дослідження давно не проводилося, його неважко провести в обладнаній свердловині, із складанняміндикаторної кривої припливу рідини.
Ротрута обраних свердловин був розбитий на групи. У кожній групі були присутні і вертикальні, і похилі свердловини, причому в кожній групі діаметри плунжерів насосів були однакові, різниця довжини підвіски не перевищувала 50 метрів,довжини ходів полірованого штока і числа хитань розрізняються незначно.
Дня обраної свердловини попередньо аналізуються дані проведених ГІС, ДДІВ, досліджень керна для встановлення чисельних значень наступних характеристик: в'язкість нафти і води впластових умовах; початкове пластовий тиск; водо - і нефтенасищенной товщини пропластков; критичні (граничні) значення насиченості для води і нафти, при яких припиняється рух відповідної фази; абсолютні і фазові проникності,нефтенасищенних, пористість кожного з пропластков.
У вибраних свердловинах, об'єднаних у групи за приналежністю до пластів АВ, БВ і ЮВ, виконано пошарове поділ пластів на проникні і непроникні інтервали.
Рабочіе параметри вибраних свердловинзмінюються в широких межах. Накопичена видобуток нафти по свердловинах також коливається в широких межах від 7 5 до 990 тис. т при високій обводнення свердловин.
Для кожної обраної свердловини складається план роботи.
Для кожної обраної свердловини складаютьплан роботи.
У всіх обраних свердловинах згідно з даними стандартного каротажу і результатів інших геофізичних досліджень розкритий монолітний водонефтяной пласт, причому в інтервалі від водонефтяного контакту до верхніх отворів фільтру ніякихзаглінізірованних та інших малопроникних прослоєв не простежувалося.
Схема пристрою з вимірювання дебіту свердловин на груповій установці бакинського типу. МІМ) 12 обраної свердловини буде подано тиск газу. МІМ спрацює і перемкне свердловину з робочогоколектора на вимірювальний, і рідина зі свердловини почне надходити у вимірювальний газоотделителя (трап) 20 де вона відстоюється і розшаровується на нафту і воду.
Для кожної з обраних свердловин були побудовані графіки, уточнені шляхи надходження води (за методикою,викладеної в розділі Визначення шляхів надходження води в видобувні свердловини) і оцінена технологічна ефективність ізоляційних робіт. Додатково добуту за рахунок ремонту нафту (так само як і втрати) підраховували за три наступні після ремонту року роботисвердловин.
Проводять гідророзрив на ряді випадково вибраних свердловин, для яких перераховані ознаки відомі. Всі ці дані становлять навчальну вибірку.
У процесі капітального ремонту на обраних свердловинах виконані ремонтно-ізоляційні роботиза технологією цементної заливки.
Режім руху висхідного потоку газорідинної суміші в обраних свердловинах відповідає турбулентному режиму; значення критеріюРейнольдса складає біля башмака ліфтових труб 4410 і доходить до 27700 на гирлі.
Аналіз цихкривих показує, що в розрізі вибраних свердловин в залежності від перепаду тиску перетікання газу здійснюється з декількох пропластков. У всіх пропластков є градієнт тиску, нижче якого перетікання газу відсутня.
Даними промислових дослідженьвстановлено, що із збільшенням дебіту обраних свердловин збільшується успішність і додатковий видобуток нафти після обробок. Обводненість продукції до 30% значного впливу на ефективність електротеплового обробки не робить.
Для дослідженняпрофілю прийомистості нагнітальних свердловин методом радіометрії в обраній свердловині виробляють контрольний гамма-каротаж по всьому стовбуру з метою визначення природної радіоактивності порід розрізу від гирла до вибою. Потім у свердловину закачують кількакубометрів радіоактивної води. Отриману діаграму порівнюють з контрольною. Інтервали поглинання закачаної радіоактивної рідини характеризуються аномально високими значеннями кривої ГК.
Схема установки АГМ. При подачі стислого газу на мембранну головкувідповідного виконавчого механізму обрана свердловина відключається від загального колектора 2 і приєднується до вимірювального сепаратору.
При подачі стислого газу на мембранну головку відповідного виконавчого механізму обрана свердловинавідключається від загального колектора 2 і приєднується до вимірювального сепаратору. На установці є також мембранний виконавчий механізм для управління зливом рідини з сепаратора.
Аналіз кривих на рис. 2.4 показує, що в розрізі вибраних свердловин вЗалежно від перепаду тиску перетікання газу здійснюється з декількох пропластков. У всіх про-пластках є градієнт тиску, нижче якого перетікання газу відсутня.
Тривалість 1 етапу становить 1 - 2 місяці, по вибраних свердловинах (таблиця 3.1)необхідно щотижневе вимір де-бітів рідини, її обводнення, а також висоти динамічного рівня свердловини.
У табл. 3.2 вказані рекомендації по 1 етапу коректування режимів роботи обраних свердловин. Подальші кроки вимагають обгрунтування з урахуванням результатіввідпрацювання 1 етапу.
У табл. 4.5 наведені результати розрахунку технологічної ефективності застосування нової схеми перфорації на обраних свердловинах. Згідно з проведеними розрахунками за методикою ВАТ Татнафта, сумарний накопичений технологічний ефект складає 12087т додатково добутої нафти.
Таким чином, використання побудованих на основі накопиченого дослідно-промислового матеріалу прогнозних моделей дозволяє для обраної свердловини за відомим набору вихідних факторів процесу розраховувати головні компоненти тапо потрапляння свердловини в певну групу моделі з достатньою надійністю прогнозувати ступінь ефективності передбачуваної обробки, а також призначати необхідні технологічні режимні операції для застосування комплексної віброволновой технології.
Характеристикою міри взаємодії може служити дисперсійна міра ідентичності - кореляційне відношення залежності дебіту рідини обраної свердловини від дебіту рідини довколишніх свердловин, яке може бути отримане за статистичними моделями, зокрема, наоснові самоорганізуються.
Аналіз КВД, отриманих в результаті досліджень свердловин і при лабораторних дослідженнях, показує, що в розрізі вибраних свердловин одночасно розробляється кілька пропластков, для яких характерний початковий градієнттиску. У наведеній методиці для визначення працюючої товщини не враховуються вплив початкового градієнта тиску на зміну працюючої товщини і число працюючих пропластков. Для визначення параметрів працюючих пропластков з урахуванням початкового градієнтатиску необхідно внести зміни в розроблену методику обчислення параметрів пласта і методику дослідження свердловин.
Цей імпульс переводить ПШРв положення наповнення, при якому стиснений газ через ПШРнадходить у МІМ розподільного клапана обраноїсвердловини, і рідина від неї починає надходити в мірний сепаратор.
Схема вимірювальних пристроїв сепаратора. Цей імпульс переводить ПШРв положення наповнення, при якому стиснений газ через ПШРнадходить у МІМ розподільного клапана обраної свердловини ірідина від неї починає надходити в мірний сепаратор. Після закінчення заданого часу програмний пристрій відключає свердловину від трапа і приєднує до загального колектору. Подача рідини в сепаратор припиняється, і він залишається наповненим. Після цього автоматичновключається телеізмерітельной пристрій, що вимірює рівень води і нафти в сепараторі. У той же час реєстратор друкує номер сепаратора і номер свердловини. По закінченні вимірювання рівнів нафти і води рідина з сепаратора зливається в загальний колектор. Цимзавершується цикл вимірювання її дебіту.
Цей імпульс переводить ПШРв положення Наповнення, при якому стиснений газ через ПШРнадходить у МІМ розподільного клапана обраної свердловини, і рідина від неї починає надходити в мірний сепаратор.
Для оцінкиймовірності випадкового відповідності початкових ординат графіків і типу джерела обводнення продукції свердловин були побудовані характеристики 92 довільним чином обраних свердловин.
Очевидно, що застосування геофізичних методів для вирішення перерахованих завданьефективно в тому випадку, коли дослідження проводяться не в випадково вибраних свердловинах, а в таких, де найбільш чітко і з потрібним ступенем точності можна встановити необхідні параметри, що характеризують процес розробки. Крім того, важливо, щоб при узагальненнірезультатів досліджень свердловин по об'єкту або поклади в цілому не виявилося, що вони виконані різнорідними комплексами методів і в випадкові терміни. Наприклад, для визначення положення контуру обводнення і оцінки заводнення обсягів поклади по роках можуть бутивикористані дослідження тільки одного року, і чим синхронно було їхнє виконання, тим надійніше і достовірніше будуть результати узагальнення. Безсистемний же підхід до досліджень, навіть на тих родовищах, де обсяги робіт досить великі (Самотлор, Узень), поки -показує, що за період в 1 - 2 роки по кожному конкретному об'єкту роботи проведені лише в обмеженому числі свердловин, розташованих по площі дуже рідко і нерівномірно. Ясно, що за такими даними важко отримувати достовірну інформацію про динаміку заводнення об'єкта вцілому.
Схема фідера системи ЦКУ-1. Після вибору свердловини напруга залишається тільки на одному з проводів третьої групи, яке і утримує у включеному стані реле Б обраної свердловини. З усіх інших проводів автоматично знімається напруга, і вонивикористовуються в подальшому для управління і контролю.
Пакет ГТМ1 надає користувачеві можливість проаналізувати вплив обсягу, складу облямівки гелі-осадкообразующіх реагенту, темпу його закачування на ефективність застосування даного методу на обранихсвердловинах, а також може бути застосований для обгрунтування самого вибору свердловин під обробку.
Закачування полімерних розчинів, в якості яких були використані водні розчини ВО-160 КМЦ, вуглеводневі розчини поліізобутилену та СКС-30 в затрубний простіробраних свердловин підтвердила справедливість лабораторних досліджень.
Ефективність досвіду визначена шляхом побудови кривих залежності вмісту нафти від об'єму відібраної рідини по досвідченим свердловинах і порівняння цих кривих з аналогічними кривими 20випадковим чином обраних свердловин Арланского родовища. Отримані матеріали дозволяють з надійністю стверджувати, що за час спостережень з жовтня 1966 по червень 1967 додатково видобуто 3100 Знефті.
Для вимірювання дебіту даної свердловини програмний пристрійпосилає імпульс певної частоти, відповідний частоті, на яку налаштований блок телемеханіки того сепаратора, в групову установку якого входить обрана свердловина.
Для вимірювання дебіту кожної свердловини програмний пристрій посилає імпульспевної частоти, відповідний частоті, на яку налаштований блок телемеханіки того сепаратора, в групову установку якого входить обрана свердловина. Цей імпульс переводить ПШРв положення наповнення, при якому стиснений газ через ПШРнадходить у МІМрозподільного клапана обраної свердловини, і рідина від неї починає надходити в мірний сепаратор.
Для вимірювання дебіту даної свердловини програмний пристрій посилає імпульс певної частоти, відповідний частоті, на яку налаштований блоктелемеханіки того сепаратора, в групову установку якого входить обрана свердловина.
У даній роботі геолого-технологічна модель об'єкта розробки ABi a Ватьеганского родовища була використана для визначення свердловин, в яких необхіднопроведення водоізоляційний робіт, та оцінки ефективності реалізаціїРІРза обраними свердловинах.
Структурна схема лінії зв'язку системи ГМ-4. При виборі свердловини датчики дінамоскопа приєднуються до ліній зв'язку і до дінамоскопу. Для теледінамометрірованіяобраної свердловини необхідно включити живлення дінамоскопа, після чого на його екрані з'являється зображення дінамограммьг даної глубіннонасосной установки.
Основна особливість виборчої системи полягає в тому, що в якості нагнітальних вибираються свердловини, що характеризуються підвищеною продуктивністю і кращим чином пов'язані з оточуючими експлуатаційними свердловинами. Нагнітання води в обрані свердловини є основним методом впливу на продуктивні пласти на відміну від вогнищевого заводнения, яке застосовується як додатковий захід з інтенсифікації видобутку нафти і збільшення нафтовіддачі пластів.
Час підключення свердловини до сепаратора, а також час вимірювання, спорожнення сепаратора і послідовність вимірювання встановлюються за допомогою програмного пристрою. Для вимірювання дебіту обраної свердловини програмний пристрій посилає імпульс певної частоти.
Пласти, розкриті обраної свердловиною, дуже неоднорідні по товщині, значення якої змінюється від 1 0 до 9 2 м, неоднорідні за проникності (0500 - 1100 мкм2), спостерігається зональна неоднорідність будови колекторів.
ГРП, є: ftH - нефтенасищенная товщина пласта (м), ha - розкрита товщина пласта (м); рпл - пластовий тиск (МПа); q - дебіт до ГРП (т /добу); п - число пропластков. ГРП проводять на ряді вибраних свердловин, для яких ці параметри відомі.
Схема фідера системи ЦКУ-1. Рледве Б мають, крім зазначених на схемі, ще сім нормально відкритих контактів, які замикаються з великою витримкою в часі. Цими контактами підключається до проводів зв'язку апаратура обраної свердловини.
При збільшенні тиску в магістралі витрата повітря в ці свердловини збільшується, а при зменшенні - зменшується. Ефективність такого способу підтримки тиску в магістралі залежить від обраних свердловин.
Після монтажу і тарування регулятора система повинна бути налаштована так, щоб її параметри настройки відповідали режиму роботи свердловини. В залежності від режиму і характеру свердловини настройка кожного приладу відповідно до обраної свердловиною вимагає ретельного аналізу роботи системи. Нижче наводиться порядок налаштування систем.
Основні схеми майданного заводнення. За допомогою детального вивчення розрізу в свердловинах по каротажних матеріалами, проведення в свердловинах гідропрослушіванія з числа нафтовидобувних вибирають свердловини під нагнітання води. Такими свердловинами повинні бути свердловини, в яких нефтепродуктівний розріз розкривається найбільш повно, простежується гідродинамічний зв'язок обраної свердловини з сусідніми. Виборча система з успіхом застосована на родовищах Татарській АССР.