Cтраница 3
Очевидно, чем больше расстояние между эксплуатационной и нагнетательной скважинами, тем длительнее период безводной добычи нефти и более устойчив объем добываемой нефти во времени. Как было показано выше, значение дебита q мало зависит от расстояния а между скважинами. Следовательно, время прорыва воды в эксплуатационную скважину практически прямо пропорцонально квадрату расстояния между ближайшими эксплуатационной и нагнетательной скважинами. [31]
Предупреждение смешивания сероводородсодержащей продукции скважин с продукцией, в которой сероводород отсутствует, решается на стадии проектирования и обустройства нефтяного месторождения в зависимости от соотношения объемов добываемых нефтей, возможности удаления осадков и продуктов коррозии и других факторов. [32]
В целом в системах добычи нефти по различным районам теряется от 0 55 до 3 87 %, а в среднем - 1 1 % от всего объема добываемой нефти, т.е. порядка 5 - 6 млн. т / год. [33]
В работе предложен методический подход по нахождению предельного уровня совокупных затрат на добычу нефти, при котором, основной экономический критерий - чистый доход ( cash fiow) - сохраняет положительные значения за все годы прогнозируемого периода ( 20 лет) при разных уровнях цен и при минимальном снижении объемов добываемой нефти. [34]
Самотечная система сбора обладает серьезными недостатками: необходимость сооружения большого числа рассредоточенных по территории промысла технологических установок с разветвленной сетью нефтяных и газовых трубопроводов, требующих больших затрат металла и средств на их возведение и эксплуатационное обслуживание; путь движения продукции скважин до установок товарной подготовки негерметизирован, что является причиной потерь легких углеводородов, величина которых возрастает пропорционально объему добываемой нефти и увеличению давания в газосборных коллекторах. [35]
Общий объем товарного резервуарного парка должен быть равен двухсуточной плановой производительности всех эксплуатационных скважин данного месторождения. Отношение двухсуточного объема добываемой нефти VH к объему установленных резервуаров V0 называется коэффициентом оборачиваемости резервуаров / С VH / V0, он характеризует степень использования резервуарного парка. [36]
Однако снижение объема добываемой нефти уменьшает загрузку блоков стабилизации УКПН и, как следствие, сокращает производство ШЛФУ. В связи с этим было принято решение о реконструкции шести установок ПО Татнефть с целью доведения массовой доли отобранной ШФЛУ до 3 5 % массы нестабильной нефти. [37]
Расчетная модель предусматривает, что скважины продолжительное время, соизмеримое с общим сроком разработки месторождения, будут работать с водою, и в этот период из них будет добыта основная часть суммарного отбора нефти. Продолжительность срока службы скважин и объем добываемой нефти, рассчитанной на плоскостной электрической модели пласта, зависит главным образом от расчетной скорости перемещения контура нефтеносности и от расчетного времени поступления его к точке, которая на модели заменяет скважину. Соотношение же накопленных объемов нефти и воды по скважинам в расчетах остается неизменным. [38]
Есть ли у Казахстана возможность подать в ОЭТ недостающую нефть. Ответ на этот вопрос определяется объемами добываемой нефти, обязательствами по заполнению других нефтепроводов, а также техническими возможностями доставки казахстанской нефти в Азербайджан. [39]
К моменту пуска нефтепровода в эксплуатацию почти все оборудование насосных, тепловых станций и линейной части было опробировано и обкатано под нагрузкой с использованием для этих целей воды. В связи с тем, что объем добываемой нефти на момент пуска трубопровода был меньше проектной пропускной способности последнего, то был намечен предварительный прогрев системы труба-грунт водой. Пункты подогрева на головной станции и последующие четыре пункта включили в работу сразу с начала закачки, а остальные - по мере подхода головы горячей воды. [40]
Выбор конструкции и высококачественных конструкционных материалов для изготовления узлов и деталей установок погружных центробежных насосов определяется высокими требованиями к надежности этого вида оборудования. Отказы УЭЦН приводят к большим потерям объемов добываемой нефти, а также к большим затратам на проведение текущих или капитальных подземных ремонтов скважин. Например, стоимость текущего подземного ремонта скважины, оборудованной УЭЦН, в зависимости от региона добычи нефти, колеблется в пределах от 30 до 100 тысяч рублей, затраты на проведение капитального ПРС могут превышать миллион рублей. При использовании высокодебит-ных центробежных насосов стоимость добываемой в сутки нефти может составлять более 2 млн. рублей, соответственно и финансовые потери при простое такой установки составляют такую же сумму. [41]
Выбор конструкции и высококачественных конструкционных материалов для изготовления узлов и деталей установок погружных центробежных насосов определяется высокими требованиями к надежности этого вида оборудования. Отказы УЭЦН приводят к большим потерям объемов добываемой нефти, а также к большим затратам на проведение текущих или капитальных подземных ремонтов скважин. Например, стоимость текущего подземного ремонта скважины, оборудованной УЭЦН, в зависимости от региона добычи нефти, колеблется в пределах от 30 до 100 тысяч рублей, затраты на проведение капитального ПРС могут превышать миллион рублей. При использовании вы-сокодебитных центробежных насосов стоимость добываемой в сутки нефти может составлять более 2 млн. рублей, соответственно и финансовые потери при простое такой установки составляют такую же сумму. [42]
Модель верхнего уровня разрабатывают с использованием методики планирования развития нефтедобычи в районе, принятой в Госплане СССР с учетом различных категорий скважин - переходящего и вновь создаваемого фонда. Первоначально задают вектор относительных темпов роста объемов добываемой нефти, который однозначно определяет динамику добычи в пределах планового периода. [43]
Строительство на промыслах обезвоживающих и обессоливающих установок, рассчитанных на максимальный объем добываемой жидкости, связано с необходимостью поставлять нефтеперерабатывающим заводам кондиционную нефть на любой стадии разработки нефтяных месторождений. При последующем же снижении добычи нефти мощность построенных установок намного превышает объемы добываемой нефти. Это приводит к тому, что коэффициент использования мощности дорогостоящих и металлоемких установок за весь период разработки месторождений в ряде случаев остается низким. Одновременно с этим себестоимость обезвоживания нефти продолжает составлять в среднем 15 коп. Поэтому повышение эффективности работы деэмульсационных установок является одной из наиболее актуальных задач в нефтедобыче. [44]
На III стадии разработки, когда возрастают объемы добываемой жидкости, могут сказываться ограничения в пропускной способности систем сбора. При этом процесс разработки происходит при непрерывно изменяющихся объемах и соотношениях объемов добываемой нефти и воды. Максимальные текущие отборы жидкости обычно превышают максимальные текущие отборы нефти и не совпадают с ними во времени. Поэтому системы сбора бывают загружены на полную мощность не на всем протяжении процесса разработки, который необходимо регулировать так, чтобы полнее использовать существующие промысловые сооружения. По содержанию воды в добываемой продукции скважины могут быть безводными, с низким и высоким процентом воды. Число скважин, имеющих высокую обводненность продукции, постепенно увеличивается. При этом длительное время на месторождении одновременно эксплуатируются скважины всех степеней обводненности. [45]