Годовой отбор - нефть
Cтраница 3
В табл. 2.24 - 1 представлены технологические показатели по девонским горизонтам Д ( и Д0 за все годы разработки Ромашкинского месторождения; на рис. 2.24 - 1 представлена динамика годовых отборов нефти и жидкости и годовых закачек воды ( в млн. т / год), а также текущей обводненности в долях единицы. [31]
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. [32]
 |
Кривая изменения годовых отборов нефти дн ф во времени т при режимах истощения. [33] |
Для расчетов начальных извлекаемых запасов нефти бв.нач. извл по любому из способов получения характеристик вытеснения необходима оценка ( ориентировочная оценка) такой величины, как остаточное время эксплуатации объекта до предельно рентабельного годового отбора нефти из него тост. [34]
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. [35]
В свою очередь каждая из этих групп может быть подразделена на три типа нормативов: постоянные, зависящие от дебитов скважин и зависящие от фонда действующих скважин, либо от их производных - годовых отборов нефти или жидкости со всего месторождения. [36]
В свою очередь каждая из этих групп может быть подразделена на три типа нормативов: 1) постоянные; 2) зависящие от дебитов скважин; 3) зависящие от фонда действующих скважин либо от их производных - годовых отборов нефти или жидкости со всего месторождения. [37]
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. [38]
Далее сопоставляются проектные и фактические данные разработки горизонта I продуктивной толщи по годам: количество эксплуатационных скважин; общее количество нагнетательных скважин, в том числе во внутриконтурной зоне; годовая добыча нефти; среднесуточная добыча нефти; годовая общая закачка воды, в том числе через скважины внутриконтурного ряда; годовой отбор нефти от начальных балансовых запасов; коэффициент закачки; годовой отбор нефти от извлекаемых запасов. [39]
Сравнительный анализ динамики показателей разработки по группе объектов для выявления влияния геологических и технологических факторов на процесс эксплуатации применяли в основном в старых нефтедобывающих районах - Чечено-Ингушетии, Азербайджане и др. С вступлением в поздний период разработки ряда месторождений страны, на которых используется метод заводнения, а также в связи с необходимостью освоения залежей, характеризующихся изменением годовых отборов нефти и жидкости, и в других районах повысился интерес к сравнительному изучению динамики отбора нефти и жидкости из залежей. Однако при сравнительном анализе разработки залежей в пределах одного из нефтедобывающих районов ограничивается число залежей, по которым относительные показатели разработки определены на основе запасов, уточненных в процессе эксплуатации. [40]
Далее сопоставляются проектные и фактические данные разработки горизонта I продуктивной толщи по годам: количество эксплуатационных скважин; общее количество нагнетательных скважин, в том числе во внутриконтурной зоне; годовая добыча нефти; среднесуточная добыча нефти; годовая общая закачка воды, в том числе через скважины внутриконтурного ряда; годовой отбор нефти от начальных балансовых запасов; коэффициент закачки; годовой отбор нефти от извлекаемых запасов. [41]
Введем обозначения: V - объем газовой шапки при начальном давлении рнач; VH - объем нефти в залежи при начальных пластовых условиях - геологический запас; р - текущее сред-непластовое давление; V - текущий объем газовой шапки при текущем давлении р; Уд - объем нефти, добытой к моменту t, приведенный к пластовым условиям; q - объем годовой добычи нефти, приведенный к пластовым условиям; ц - предполагаемый конечный коэффициент нефтеотдачи; 6 - годовой отбор нефти в долях единицы от извлекаемых запасов. [42]
Введем обозначения: 1Л - объем газовой шапки при начальном давлении рнач, V, - объем нефти в залежи при начальных пластовых условиях - геологический запас; р - текущее сред-непластовое давление; V - текущий объем газовой шапки при текущем давлении р; Ул - объем нефти, добытой к моменту t, приведенный к пластовым условиям; q - объем годовой добычи нефти, приведенный к пластовым условиям; - предполагаемый конечный коэффициент нефтеотдачи; 6 - годовой отбор нефти в долях единицы от извлекаемых запасов. [43]
Пц n0, nj, - общее число скважин, пробуренных и введенных в работу к середине 1-го года; п0 - проектное общее число скважин, при плотности сетки скважин S1 16 га 0 16км2 в пределах разбуриваемой нефтяной площади рассматриваемого месторождения это общее число равно п0 130; д0 - амплитудный дебит нефти на одну проектную скважину, в конкретных условиях равен д0 0 004 млн. т / год; Q0 - - извлекаемые запасы нефти на одну проектную скважину, конкретно в рассматриваемых условиях эта величина равна Од 0 0477 млн. т; д1 ид1 1 - годовые отборы нефти по рассматриваемому месторождению в t - м и г - м годах. [44]
Здесь Спр - цена 1 т нефти на нефтяном рынке; А / - налоги на реализацию в долях единицы; Са - акциз на 1 т нефти; 3 -текущие экономические затраты на 1 действующую скважину; 3 - текущие экономические затраты на 1 т годовой добычи жидкости; 3 - капитальные затраты на 1 пробуренную скважину; З л - затраты на ликвидацию скважины после завершения ее работы; X - нормативный коэффициент экономической эффективности, учитывающий, что экономический эффект и капитальные затраты этого года более ценны, чем такие же экономический эффект и капитальные затраты следующего года в ( 1 X) раз; q и q - соответственно годовой отбор нефти и годовой отбор жидкости в весовых единицах; гг - число действующих скважин в Z-M году; Дп 1 - годовое число пробуренных и введенных в действие скважин; t - год разработки нефтяной залежи и продолжительность периода, для которого определяется чистая накопленная дисконтированная прибыль от разработки нефтяной залежи. [45]
Страницы: 1 2 3 4