Годовой отбор - нефть
Cтраница 2
За время с 1949 по 1953 г. были установлены фактические годовые отборы нефти и воды, а также водные факторы. На основании этих данных были построены фактические кривые, которые были сглажены и по ним установлены соответствующие уравнения. Используя последние, на ближайшие пять лет была проведена экстраполяция кривых, на основании чего была прогнозирована добыча нефти. [16]
Таким образом, разработка участка расширения осуществляется при непрерывном росте годовых отборов нефти и жидкости. [17]
В-третьих, приведенные здесь очень высокие возможные суточные дебиты нефти и возможные годовые отборы нефти по добывающим скважинам, эксплуатирующим нефтяные пласты 5-го класса, в жизни практически почти не наблюдались; тем более не наблюдались в 10 раз более высокие суточные дебиты и годовые отборы нефти по скважинам, эксплуатирующим пласты 3-го класса. [18]
Производственная мощность нефтегазодобывающих предприятий при наличии технологических схем и проектов разработки месторождений равна сумме годовых отборов нефти ( газа) по всем эксплуатируемым объектам. Если же в эксплуатации находятся месторождения, не имеющие проекта разработки, то производственная мощность определяется исходя из добывных возможностей добывающего фонда скважин. [19]
 |
График изменения темпа разработки во времени. [20] |
Вторая стадия ( стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулировании режимов скважин и освоении в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт. [21]
 |
Зависимость удельного дебита нефти и жидкости на пробуренную скважину от накопленного отбора нефти и жидкости ( цифрами показаны года разработки. [22] |
По данным табл. 13 видно, что после двенадцати лет разработки месторождения наблюдается устойчивое снижение удельных годовых отборов нефти и жидкости в расчете на одну пробуренную скважину. [23]
Мировой практикой установлено, что нормальное развитие нефтяной промышленности обеспечивается лишь в том случае, если годовой отбор нефти в среднем не превышает 5 % от ее извлекаемых запасов в недрах. [24]
Этот коэффициент означает время разработки залежи, если бы с начала и до конца она разрабатывалась с годовым отбором нефти, равным максимальной годовой добыче. [25]
Кроме того, в процессе разработки залежи ведутся наблюдения за изменением пластового давления в залежах нефти и газа, текущих и годовых отборов нефти, газа и воды, накопленной добычи, газового фактора, обводненности продукции и других показателей разработки. [26]
Проект разработки нефтяного месторождения - это документ, на основе которого осуществляется разбуривание залежи и разработка нефтяного месторождения с годовыми отборами нефти и газа. Проектом разработки определяются в целом расходы на разработку месторождения с распределением капитальных вложений и эксплуатационных затрат по годам. [27]
Для подобной оценки уменьшений в добыче нефти Д при сравнении соответствующих отборов в процессе раздельной и совместной эксплуатации пластов можно использовать специальную методику Годовые отборы нефти определяют с помощью среднего коэффициента продуктивности залежи нефти или в целом эксплуатационного объекта. [28]
Это означает, что в начальный период разработки залежи ( 1933 - 1936 гг.), когда наблюдался наиболее интенсивный отбор жидкости, средний годовой отбор нефти составлял 15 1 % от начальных балансовых запасов. В дальнейшем наблюдается уменьшение темпов роста коэффициента использования запасов. [29]
Параметр неравномерности вытеснения нефти агентом в типичную добывающую скважину ( V2) необходим для проектирования разработки нефтяной залежи или для корректировки ее ранее запроектированной динамики основных технологических показателей - годовых отборов нефти и агента и годового числа работающих скважин. Этот параметр можно оценить ориентировочно косвенным путем по данным геофизических исследований или по данным исследования представительной совокупности образцов керна. Его также можно оценить с хорошей точностью прямым путем по данным продолжительной эксплуатации и обводнения отдельных скважин при соблюдении следующих обязательных условий: забойные давления у каждой рассматриваемой добывающей скважины и у соседних взаимодействующих с ней должны быть одинаковыми и неизменными во времени; одинаковыми и неизменными во времени должны быть забойные давления у нагнетательных скважин, обеспечивающих закачкой воды выделенные добывающие скважины. [30]
Страницы: 1 2 3 4