Cтраница 2
Отметим, что расчеты указывают на предпочтительность применения алгоритма распределения добычи по УКПГ на основе данной формулы, чем, например, распределения отборов пропорционально абсолютным величинам средних давлений по УКПГ. [16]
Различие между платформенными и складчатыми областями наблюдается и в распределении добычи по возрасту нефтеносных горизонтов. В складчатых же областях примерно 90 % добычи нефти приходится на слои третичного возраста, около 10 % на мезозойские отложения и лишь доли процента на палеозойские слои. [17]
Другой общепринятый метод, к которому прибегают в ситуациях нарушения равновесия в распределении добычи, - учет прав на продукцию. Согласно данному методу, независимо от количества фактически проданных углеводородов каждый владелец доли активного участия отражает доход от той части добычи, на которую он имеет право. Использование прав на продукцию приводит к тому, что компании отражают в своих бухгалтерских книгах обязательства в тех случаях, когда фактические объемы продаж за определенный период превышают часть продукции, на которую они имеют право по соглашению о разработке месторождения. [18]
Как следует из таблицы, наиболее противоположными по совокупности значений технико-экономических параметров и распределению добычи нефти являются результаты решения по критериям максимальной нефтеотдачи и минимальных эксплуатационных затрат. Наряду с оптимальными решениями, соответствующими показателями прибыли и рентабельности, представляет несомненный интерес компромиссное решение задачи, основанное на оптимальной смешанной стратегии игры двух лиц с нулевой суммой. [19]
В данной работе на конкретных примерах впервые решена задача выбора оптимального давления нагнетания, распределения добычи нефти и нефтеотдачи по объектам многопланового месторождения с учетом темпов и последовательности ввода скважин в эксплуатацию во времени. [20]
Методами, указанными в настоящем параграфе и в работе 134 ], может быть решена задача по распределению добычи при заданных разных сроках ввода месторождений в разработку. [21]
Темпы ввода и динамики изменения дебитов во времени многопластового месторождения существенно влияют на характер технико-экономических показателей и результаты распределения добычи нефти по объектам многопластового месторождения. [22]
Для контроля за разработкой нефтяной залежи необходимо строить: 1) карты распределения пластового давления; 2) план-диаграммы, показывающие распределение добычи нефти и воды; 3) карты обводненности скважин и перемещения контуров нефтеносности; 4) карты зональной проницаемости и проводимости пласта; 5) кривые, характеризующие состояние разработки залежи. [23]
Задача в большей степени осложняется при проектировании и выборе системы разработки многопластового месторождения, когда требуется дополнительно решить вопросы оптимального выделения и распределения добычи нефти по объектам эксплуатации. [24]
В этом случае в знаменателе соотношения (6.2) величина IQH должна определяться с учетом разницы между дебитами нефти по нижнему пласту после РИР и верхнему пласту до РИР, если известно распределение добычи нефти между пластами. При отсутствии последних дебит нефти до РИР будет соответствовать общему дебиту нефти из обоих пластов. Кроме сказанного, знаменатель соотношения (6.2) должен состоять из суммы достигаемого экономического эффекта за счет добычи дополнительной нефти и количества изолированной воды. [25]
Первый метод, основанный на известных значениях экспоненты п и начального падения дебита D, дает возможность рассчитать будущую добычу ( остаточные извлекаемые запасы) нефти, которая может быть изображена на полулогарифмической бумаге для наглядного отображения распределения добычи. Метод предусматривает возможное повторение расчетов с вариациями входных данных для получения наиболее приемлемой кривой падения. Второй метод основан на принятии в качестве входных данных нескольких конкретных дебитов за предшествующий период разработки, что позволяет использовать этот метод не только для определения будущей добычи ( запасов), но и для расчета экспоненты и падения дебита. Расчеты могут быть проведены как путем регрессионного анализа, так и на основе итерационных операций. [26]
Обобщенные данные по добыче нефти, газа, воды: фонд эксплуатационных скважин по годам, в том числе, действующих, фонд скважин по способам эксплуатации по годам ( в % к общему фонду), фонд скважин, работающих на отдельные пласты, добыча нефти по месторождению с начала разработки по годам; текущая добыча нефти ( годовая, месячная, суточная); текущая и накопленная добыча воды; текущая и накопленная добыча жидкости в пластовых условиях; добыча нефти по способам эксплуатации; начальные и текущие дебиты скважин; средний дебит скважин; в том числе по способам эксплуатации; дебитограммы и профили притока; распределение добычи по пластам и накопленной и текущей добычи нефти и жидкости по участкам; карты суммарных отборов и текущего состояния разработки; график разработки; общий и удельный коэффициент продуктивности; добыча нефти и жидкости по рядам скважин, расчетным участкам во времени. [27]
Распределение добычи нефти из скважин стягивающего ряда ( 8 - 81) на северный и южный скважинные интервалы проведено по уравнению Дар-си для линейного потока в зависимости от разности давлений и длины полосы. [28]
На большинстве установок НТС из-за отсутствия замерных устройств конденсат и воду замеряют по скважинам периодически и очень редко, что затрудняет контролировать появление воды в скважинах. Распределение добычи конденсата по скважинам пропорционально дебиту газа не отражает действительного положения. Необходимо на каждой установке иметь замерные приспособления или емкости для замера конденсата и воды. [29]
На основании директивного плана добычи по региону должны устанавливаться планы добычи для каждого месторождения, чтобы обеспечить максимум народнохозяйственного эффекта от добычи газа и конденсата в регионе. При распределении добычи газа по залежам на месторождениях с несколькими залежами отборы газа и конденсата из каждой залежи устанавливают из максимума R от добычи газа из месторождения. [30]