Максимальный дебит - нефть
Cтраница 1
Максимальные дебиты нефти получены из пласта БС6 - дебиты нефти при 8-мм штуцере колеблются от 64 до 134, т / сут. Минимальные дебиты при том же штуцере отмечены по пластам БС, БСго-21. [1]
При рациональном максимальном дебите нефти добывающей скважины, равном 20 т / сут, завышение производительности глубинного насоса в два раза может привести к кратковременному увеличению дебита нефти до 30 - 40 т / сут и последующему долговременному снижению дебита нефти до 5 т / сут. [2]
Фактически по разрабатываемым нефтяным залежам максимальный дебит нефти удерживается до отбора примерно 50 % начальных извлекаемых запасов нефти. А если отказаться от такой практики, то средний дебит нефти увеличивается не более чем в 1 3 раза. Но при этом потребуется значительно ускорить бурение скважин и осуществить другие мероприятия по интенсификации разработки продуктивных пластов. [3]
Как следует закончить скважину, чтобы получить максимальный дебит нефти, возможный при отсутствии прорыва газа и воды из конусов в скважину, и каков будет этот дебит. [4]
Геолого-статистическая обработка промысловых материалов с целью выявления зависимости максимальных дебитов нефти от эффективной перфорированной толщины продуктивных пластов показала на весьма слабую связь между ними, что подтверждает информацию о сложной трещинно-поровой природе коллектора. [5]
По фактическим данным по многим скважинам месторождения Узень были выявлены экстремальные точки с максимальным дебитом нефти и последующее снижение дебитов нефти, несмотря на снижение забойного давления ниже давления насыщения и увеличение разности между пластовым и забойным давлениями. [6]
Оптимизация режимов работы насосных скважин, т.е. выявление таких режимов, при которых обеспечивается наиболее эффективное получение максимальных дебитов нефти. [7]
Было показано, что с энергетической точки зрения существует вполне определенное забойное давление ниже давления насыщения, при котором достигается максимальный дебит нефти. Отклонение забойного давления в ту или иную сторону от его рациональной величины приводит к снижению дебита нефти. К тому же известно, что в нефтяном деле часто возникает противоречие между текущей кратковременной и суммарной долговременной оптимизацией: нередко оказывается, что из кратковременных максимумов не образуется долговременный максимум. И если оптимизация выполняется не по текущей, а по суммарной добыче нефти, то рациональная величина забойного давления увеличивается и приближается к давлению насыщения. [8]
Де 9н - текущий дебит нефти залежи ( или отдельной площади месторождения), т / год; / 0 - начальный максимальный дебит нефти залежи, т / год; Q0 - начальные извлекаемые запасы нефти, т; t - рассматриваемый момент времени от начала разработки залежи, годы. [9]
Напомним, что в полученной выше формуле Н - оптимальное проникно - вение скважины в нефтяную зону ниже газо-нефтяного контакта для выбранного интервала вскрытия пласта / гв, обеспечивающее максимальный дебит нефти. Очевидно, существует некоторая горизонтальная плоскость, пересекающая интервал / гв, являющаяся плоскостью линий тока. [10]
Из сопоставления результатов расчетов ( см. рис. 45, д и 46) при закачке горячей воды следует, что при схематизации фактического распределения проницаемости распределением трубок тока различной проницаемости максимальный дебит нефти снижается с 11 82 до 8 39 млн. т / год ( на 29 %), а срок разработки возрастает с 69 лет до 141 года, или в 2 раза. Уменьшается расчетная обводненность продукции, поэтому первый ряд эксплуатационных скважин отключается через 22 года разработки вместо 8 лет при фактическом распределении проницаемости. [11]
Но после перехода этой грани простая логика омаетсч при более высоком пластовом давлении завышение производительности глубинного насоса на 5 - 10 % приводит к катастрофическому снижению дебита нефти с 30 т / сут до 10 т / сут и катастрофическому снижению забойного давления до 10 ат; при более низком пластовом давлении рпл НО ат завышение производительности глубинного насоса на 15 - 20 % и более приводит к резкому снижению дебита нефти с 20 т / сут до 10 т / сут и забойного давления до 10 ат; при еще более низком пластовом давлении рпл 100 ат завышение производительности глубинного насоса на 50 - 75 % дает увеличение дебита нефти с 10 т / сут до 16 5 т / сут и снижение забойного давления до 70 ат, более значительное увеличение производительности на 80 - 85 % приводит к снижению дебита нефти с 16 5 т / сут до 13 4 т / сут, а еще более значительное увеличение производительности на 100 - 200 % приводит к снижению дебита нефти до 8 - 10 т / сут и снижению забойного давления до 10 - 20 ат; наконец, случай, когда пластовое давление снизилось и приблизилось к давлению насыщения рпл 90 ат, когда без снижения забойного давления ниже давления насыщения вообще нет дебита нефти; максимальный дебит нефти 12 1 т / сут получается при производительности глубинного насоса дшгн 21 т / сут и забойном давлении 50 - 60 ат, дополнительное увеличение производительности глубинного насоса в 1 5 - 2 раза приводит к снижению дебита нефти до 7 - 8 т / сут и забойного давления до 10 - 20 ат. [12]
 |
Красноборское нефтяное месторождение ( по Ф.Г. Рафикову, А.И. Сансиевой. [13] |
С областью максимального прогибания синеклизы связаны коллекторы смешанного трещинно-порового типа, на остальной территории преобладают коллекторы порового типа. Для коллекторов порового типа максимальные дебиты нефти составляют 280 - 300т / сут. [14]
Со снижением забойного давления добывающей скважины увеличивается депрессия на нефтяные пласты, однако если это давление будет ниже давления насыщения нефти газом, коэффициент продуктивности уменьшится. Учитывая это, необходимо установить рациональное забойное давление, обеспечивающее максимальный дебит нефти, для чего можно использовать фактические результаты исследования скважин. [15]
Страницы: 1 2