Годовой отбор - нефть
Cтраница 1
Годовые отборы нефти достигали 6 - 12 % извлекаемых запасов, что указывает на высокий темп разработки месторождений. Ежегодный прирост добычи нефти составлял 16 - 20 млн. т в год, а в отдельные периоды 24 - 25 млн. т в год. [1]
Увеличение годовых отборов нефти из пластов обеспечивается применением метода их разрезания рядами нагнетательных скважин, выделением отдельных блоков разработки. Очевидно, применение блочной системы разработки пластов и связанное с этим увеличение отборов жидкости из участков пластов приведет к интенсивному обводнению скважин и прекращению фонтанирования некоторой части фонда скважин уже на первом этапе и несмотря на поддержание пластового давления. Для таких месторождений, как Трехозер-ное, период фонтанирования будет сравнительно невелик. [2]
Поскольку запроектированные годовые отборы нефти должны быть получены с надежностью не менее 90 %, то в расчеты введен коэффициент надежности ( i), соответственно уменьшающий амплитудный дебит и расчетные годовые отборы нефти. При недостаточном числе таких скважин расчеты лучше проводить для более крупных участков, сразу для нескольких нефтяных пластов и нескольких нефтяных залежей одного месторождения или пользоваться аналогией е соседними нефтяными пластами, залежами и месторождениями. [3]
 |
Динамика темпов t годовой добычи нефти ( условные обозначения. [4] |
Анализ динамики годовых отборов нефти, жидкости и дебитов скважин по жидкости залежей каширского и верейского горизонтов Карача-Елгинского месторождения показывает, что они не отличаются постоянством. Происходят значительные колебания их, что связано с отключением обводнившихся скважин и вводом новых менее обводненных. На небольших объектах с малым числом скважин влияние на дебит и годовые уровни добычи оказывает каждая отключенная или вновь вводимая скважина. [5]
Некоторое падение годового отбора нефти отмечено после 1982 г. и значительное падение после 1986 г. Годовой отбор жидкости растет до 1986 г., после этого происходит значительное падение, синхронное с падением годового отбора нефти. [6]
Отмечается превышение фактических годовых отборов нефти над проектными, причем это достигнуто меньшим фондом добывающих скважин. [7]
Приводится метод расчета годовых отборов нефти ид зале so cpouein по модели, выраженном в координатах годовые отборн-иакопленше стбори. [8]
На рис. 8.2.2 представлены годовые отборы нефти по нефтегазовой залежи. [9]
Из таблицы следует, что годовые отборы нефти и число эксплуатационных скважин в основном соответствуют проектным. Однако в связи с тем, что в проекте были заложены несколько заниженные начальные геологические запасы нефти, максимальный темп отбора не был достигнут, текущий коэффициент нефтеотдачи оказался ниже проектного. [10]
Раздельно по объектам разработки определяются годовые отборы нефти по добывающим скважинам, объемы закачки и обводненность продукции путем построения карт зон дренирования, влияния и взаимовлияния скважин, карт остаточных нефтенасы-щенных толщин и карт степени выработанное объекта. [11]
В качестве исходных данных служат годовые отборы нефти 2н ( 0 воды Qe ( t) и среднегодовое число Nc ( t) действующих эксплуатационных скважин, систематизированные с начала разработки объекта прогноза. [12]
По данным накопленной добычи устанавливаются годовые отборы нефти, жидкости, воды и ее содержание в продукции. [13]
Отметим, что при изменении годового отбора нефти ( жидкости) с 86 49 до 82 85 тыс. т / год дебит нефти ( жидкости) на одну добывающую скважину изменяется с 0 4 - ( 85 57 - 30) 22 23 т / сут до 0 4 - ( 83 23 - 30) 21 29 т / сут; а в начале разработки залежи при пластовом давлении Рэ 130 ат и забойном давлении Рсэ 30 ат дебит на одну добывающую скважину был 0 4 - ( 130 - 30) 40 т / сут. [14]
Разработка осуществляется при непрерывном росте годовых отборов нефти и жидкости. [15]
Страницы: 1 2 3 4