Cтраница 1
Коэффициент изменения дебита и коэффициент кратности дают возможность учитывать изменение производительности скважин и применяются при планировании добычи нефти. [1]
Коэффициент изменения дебита и коэффициент кратности позволяют учитывать изменение производительности скважин при планировании добычи нефти. [2]
Метод планирования, основанный на использовании коэффициента изменения дебита, неприемлем для планирования добычи нефти в условиях вытеснения ее водой, позволяющих поддерживать стабильную добычу по залежам до высокой выработки извлекаемых запасов. [3]
К - э - коэффициент эксплуатации скважин; ( иу - коэффициент изменения дебита; П - количество переходящих скважин, шт. [4]
При выявлении закономерности изменения дебита нефти могут быть использованы методы математической статистики или определяемый расчетным путем коэффициент изменения дебита нефти - отношение величин среднесуточных дебитов последующего и предыдущего месяцев. При этом для учета изменения самого коэффициента изменения дебита вычисляется среднеарифметическое его значение за период в 5 - Ю мес, предшествующих проведению РИР. [5]
Дополнительная добыча нефти в скважинах оборудованных под одновременно-раздельный отбор, ранее совместно эксплуатировавших два и более горизонтов ( пластов) определяется, исходя из разности дебитов до и после применения одновременно-раздельного отбора с учетом коэффициента изменения дебита и коэффициента эксплуатации. [6]
Определить добычу нефти из переходящих скважин за первое полугодие планируемого года по месяцам) по месторождению, не имеющему проекта разработки, при следующих исходных данных: число переходящих скважин - 43; исходный среднесуточный дебит одной скважины - 22 5 т / сут; коэффициент изменения дебита - 0 936; время остановок одной скважины в течение года - 16 сут. [7]
РИР; 9В о - среднесуточный дебит воды за последний месяц эксплуатации перед РИР; дв0 - среднесуточный дебит воды за последние 3 месяца эксплуатации перед РИР; 9вф; - среднесуточный дебит воды в i - м месяце после проведения РИР; и н - коэффициент изменения дебита нефти за последние 5 - 1 0 месяцев перед РИР; & и в - коэффициент изменения дебита воды за последние 5 - 1 0 месяцев перед РИР; р - удельная добыча воды ( на 1 т добытой нефти) за последний месяц перед РИР; i - порядковый номер месяца эксплуатации скважины после РИР; т - - количество дней эксплуатации скважины в i - м месяце; п - продолжительность эффекта в месяцах. [8]
РИР; 9В о - среднесуточный дебит воды за последний месяц эксплуатации перед РИР; дв0 - среднесуточный дебит воды за последние 3 месяца эксплуатации перед РИР; 9вф; - среднесуточный дебит воды в i - м месяце после проведения РИР; и н - коэффициент изменения дебита нефти за последние 5 - 1 0 месяцев перед РИР; & и в - коэффициент изменения дебита воды за последние 5 - 1 0 месяцев перед РИР; р - удельная добыча воды ( на 1 т добытой нефти) за последний месяц перед РИР; i - порядковый номер месяца эксплуатации скважины после РИР; т - - количество дней эксплуатации скважины в i - м месяце; п - продолжительность эффекта в месяцах. [9]
При выявлении закономерности изменения дебита нефти могут быть использованы методы математической статистики или определяемый расчетным путем коэффициент изменения дебита нефти - отношение величин среднесуточных дебитов последующего и предыдущего месяцев. При этом для учета изменения самого коэффициента изменения дебита вычисляется среднеарифметическое его значение за период в 5 - Ю мес, предшествующих проведению РИР. [10]
Созданный метод позволяет быстро определить целесообразность бурения новой скважины по экономическим критериям без определения динамики добычи нефти и расчета потоков наличности. В разработанном экспресс - методе учитывается, на какой стадии находится месторождение ( новое или разрабатываемое) для определения затрат на нефтепромысловое обустройство скважины, глубина залегаемого продуктивного горизонта, степень обводненности продукции ( от 10 % до 90 / о), ожидаемая рентабельность ( до IS X)), коэффициент изменения дебита, направления реализации нефти ( внутренний и внешний рынки, в том числе Ближнее зарубежье), фактические или ожидаемые затраты НГДУ на добычу и подготовку нефти, сложившаяся налоговая ситуация и возможность применения налогового стимулирования в соответствии с законами Российской Федерации и Республики Татарстан. [11]
Дебит скважин ( тыс. м3) на начало планируемого периода устанавливают в соответствии с технологическим режимом работы скважин, а время работы - вычитанием из календарного числа скважино-суток времени остановок скважин на плановый ремонт или проведение геолого-технических мероприятий. При неизменном среднесуточном дебите скважины объем добычи равен произведению дебита на плановое число скважино-суток работы скважин. При падающем дебите на месторождении объем добычи газа рассчитывают с учетом коэффициента изменения дебита скважин. Методика расчета в этом случае примерно такая же, как и при планировании добычи нефти. [12]