Допустимый дебит
Cтраница 1
Допустимый дебит означает разрешенный органами охраны недр отбор нефти в сутки. Допустимый дебит устанавливается для каждой отдельной скважины и обязателен именно для этой скважины, если только органы по охране недр штата не разрешат перенести часть на другую скважину или скважины. [1]
Пусть минимальный экономически допустимый дебит нефти одной добывающей скважины равен дпр 2 т / сут, а средний дебит добывающей скважины равен дср 5 т / сут. [2]
Если при наименьших экономически допустимых дебитах с газом все же выносится небольшое количество породы, то его отбор производят только через фонтанные трубы, заменяемые по мере износа. [3]
Скважину необходимо эксплуатировать с минимально допустимым дебитом ( МДД) газа, обеспечивающим вынос конденсата с забоя и из ствола в исследовательскую аппаратуру. При МДД газа скорость потока у башмака фонтанных труб должна быть не меньше 4 м / с. Скважину следует эксплуатировать по фонтанным трубам, так как при этом меньше МДД газа и, следовательно, минимальна депрессия на пласт. [4]
Вычисленный дебит газа, основанный на распределении допустимых дебитов нефти, отличается на 1 5 % от значения, основанного на распределении дебитов нефти по данным исследований. Возможны и большие расхождения с вычисленным дебитом газа. [5]
Продолжительность срока разработки при проектировании определяют по величине минимально допустимого дебита эксплуатационных скважин, обусловливаемой предельными издержками на добычу нефти по нефтедобывающей отрасли. [6]
В практике эксплуатации скважин режим реверса планки соответствует минимально допустимой скорости газа или минимально допустимому дебиту, при котором не происходит накопления жидкости в стволе скважины. Сопоставление кривых для жидкостей с различными значениями поверхностного натяжения о ( см. рис. 15.3) показывает, что уменьшение а приводит к смещению границы перехода пробкового режима в область меньших скоростей газа, и для пенных систем при одном и том же значении скорости газа количество жидкости в трубах резко уменьшится. [7]
В практике эксплуатации скважин режим реверса планки соответствует минимально допустимой скорости газа или минимально допустимому дебиту, при котором не происходит накопления жидкости в стволе скважины. Сопоставление кривых для жидкостей с различными значениями поверхностного натяжения о - ( см. рис. 16) показывает, что уменьшение ег приводит к смещению границы перехода пробкового режима в область меньших скоростей газа, и для пенных систем при одном и том же значении скорости газа количество жидкости в трубах резко уменьшится. [8]
Чтобы предотвратить разрушение призабойной зоны, проводят промысловые испытания скважин для определения величины наибольшей депрессии или допустимого дебита, особенно при наличии данных о возможном подсасывании воды. [9]
Чтобы предотвратить разрушение призабойной зоны, проводят промысловые испытания скважин для определения величины наибольшей депрессии или допустимого дебита. Путем таких же испытаний определяют допустимую депрессию в целях эксплуатации скважины без обводнения. [10]
Вероятностные оценки начальных запасов газа в пласте, а соответственно и отборов газа из месторождения, начальных допустимых дебитов п депрессий и других параметров позволяют наиболее правильно определить целесообразные, с экономической точки зрения, системы разработки месторождения и обустройства промысла. [11]
 |
Изменение де-битов гипотетической скважины в зависимости от пластового давления (. э. в - энергетически возможный дебит. 7л - допустимый с точки зрения разрушения пласта дебит. [12] |
Иначе говоря, в первый период разработки, когда еще велика пластовая энергия, скважины можно эксплуатировать с допустимыми дебитами, а затем по мере падения пластового давления возможность сохранения постоянной допустимой депрессии при заданном устьевом давлении исчерпывается, и скважины переходят на режим энергетически возможных дебитов. В дальнейшем устьевое давление может поддерживаться постоянным за счет соответствующего снижения депрессии на пласт. [13]
Для определения газодинамических показателей разработки месторождения необходимо знать величины средних по залежи значений коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В, допустимых дебитов и депрессий. [14]
В-третьих, представленная формула экономической эффективности вместе с другими сопутствующими формулами была применена для исследования влияния амплитудного дебита нефти проектной скважины и определения минимально допустимого дебита, влияния показателя дисконтирования и определения максимально допустимого показателя; для исследования влияния долговечности скважин; для определения рационального числа скважин проектной сетки и рациональной величины предельной доли агента в дебите жидкости добывающих скважин. [15]
Страницы: 1 2 3