Максимальный дебит - скважина
Cтраница 2
С позиций притока в скважину заданный дебит называют нормой отбора, иод, которой понимают максимальный дебит скважины, допустимый условиями рациональной эксплуатации залежи ( охраны недр) и обеспечиваемый продуктивной характеристикой скважины. С позиций подъема продукции на поверхность заданный максимальный дебит, который можно получить из скважины при выполнении требований рациональной эксплуатации залежи и рационального использования эксплуатационного оборудования, называют технической нормой добычи нефти или оптимальным дебитом. Значения заданного дебита или забойного давления устанавливаются проектом разработки. Однако по мере дальнейшего изучения залежи и изменения УСЛОВИЙ разработки возникает необходимость их уточнения. Технологический режим определяют при помощи индикаторнрй диаграммы, на которую дополнительно наносят данные о количестве добываемой воды ( обводненность), газа ( газовый фактор), песка в зависимости от депрессии ( или забойного давления), и регулировочных кривых, которые представляют собой зависимость дебита и других показателей от параметров эксплуатационного оборудования. [16]
При эксплуатации ННС возникает ряд проблем, связанных с обеспечением, с одной стороны, максимального дебита скважин, а с другой - достаточной надежности в работе оборудования. [17]
 |
Кривые зависимости критической и безопасной высот водяного Ли и газового tiT конусов от дебита Q. [18] |
Такие оценки делают возможным прогнозирование зависимости между отбором жидкости, продвижением ВНК и ГНК и максимальным дебитом скважины без риска образования конуса во времени. [19]
Поскольку вязкость газа обычно на два-три порядка меньше вязкости нефти, то с точки зрения достижения максимального дебита обобщенной скважины ( добычи нефти, отнесенной к общему числу добывающих и нагнетательных скважин) предпочтительны системы с большим числом добывающих скважин, приходящихся на одну нагнетательную. Однако такие системы, как уже говорилось, могут не обеспечивать полного охвата пласта воздействием, особенно при большой неоднородности пласта, в первую очередь за счет его прерывистости. При нагнетании такого высоко подвижного агента, каким является газ, это обстоятельство усугубляется, и, по-видимому, основное внимание при выборе системы воздействия следует уделить обеспечению наиболее полного охвата пласта воздействием и процессом вытеснения. В таком случае можно предложить четырехточечную ( обращенную семиточечную) схему с двумя эксплуатационными скважинами, приходящимися на каждую нагнетательную, как обеспечивающую наибольшее воздействие произвольно статистической неоднородности, а также инверсию загазовывающихся добывающих скважин в нагнетательные для систем с более высоким соотношением добывающих скважин к нагнетательным. [20]
 |
Группировка скважин для ассоциативного анализа. [21] |
Выполненный в дальнейшем дисперсионный анализ совокупности данных табл. 7.1 также обнаружил несущественное влияние этих факторов и их взаимодействий на максимальный дебит скважин. [22]
При эксплуатации наклонно-направленных скважин с высоковязкой нефтью возникает ряд проблем, связанных с обеспечением, с одной стороны, максимального дебита скважин, а с другой - достаточной надежности в работе оборудования. [23]
Известны: структура системы МГ и резервирование потоков, резервы ПХГ, определяемые как разница между максимально возможным и среднесуточным отборами газа из ПХГ в течение года, графики газопотребления, объемы газа, высвобождаемые при переводе потребителей на второе топливо, и объемы топливного газа, высвобождаемые ввиду остановки части ГПА, место возможного возникновения ( участок газопровода) аварийной ситуации, продолжительность и время аварии ( недопоставка рассматривается с учетом коэффициента вариации неравномерности газопотребления), максимальный дебит скважин и проектные ограничения на расширение ВТХ. [24]
В условиях возможного гидратообразования в призабойной зоне технологический режим работы скважины должен обеспечить ее максимальную производительность и предельно допустимую депрессию на пласт, если отсутствуют другие факторы, ограничивающие эти параметры. Максимальный дебит скважины в условиях гидратообразования можно получить при условии, если забойное давление и температура соответственно равны равновесному давлению и температуре гидратообразования. [25]
Отбор жидкости не ограничен. Поскольку максимальный дебит скважины соответствует минимальному забойному давлению, подъемные трубы должны быть спущены несколько выше верхнего интервала перфорации. [26]
Толщина стенки трубы шлейфа определяется из расчета на прочность при давлении, равном начальному статическому давлению на устье скважины до начала эксплуатации залежи, или на давление, равное 16 МПа при рст. Внутренний диаметр шлейфа определяется из расчета на максимальный дебит скважины таким образом, чтобы потери давления были не больше 0 05 - 0 1 МПа на 1 км длины шлейфа. При обосновании диаметра шлейфа также учитываются термодинамические условия. Шлейф может играть роль холодильника газа, выходящего из скважины с температурой, большей температуры грунта на уровне укладки шлейфа, или подогревателя, если температура газа, выходящего из скважины, меньше температуры грунта. Обычно внутренний диаметр шлейфа единичной скважины равен 102, 125 или 150 мм. [27]
Толщина стенки трубы шлейфа определяется из расчета на прочность при давлении, равном начальному статическому давлению на устье скважины до начала эксплуатации залежи или на давление, равное 16 МПа при / 7Ст - г16 МПа. Внутренний диаметр шлейфа определяется из расчета на максимальный дебит скважины таким образом, чтобы потери давления были не больше 0 50 - 1 0 кгс / см2 на 1 км длины шлейфа. При обосновании диаметра шлейфа также учитываются термодинамические условия. Шлейф может играть роль холодильника газа, выходящего из скважины с температурой, большей температуры грунта на уровне укладки шлейфа, или подогревателя, если температура газа, выходящего из скважины, меньше температуры грунта. Обычно внутренний диаметр шлейфа единичной скважины равен 102, 125 или 150 мм. [28]
Матрицу такой системы уравнений образуют коэффициенты взаимовлияния скважин. По техническим условиям задаются ограничения на максимально допустимые депрессии и максимальные дебиты скважин. Таким образом, задача максимизации количества нефти, добываемой на данный момент ( она формулируется как задача линейного программирования) - задача статической оптимизации, так как при этом не учитываются изменения параметров пласта во времени. В статическом оптимальном режиме эксплуатации, как правило, работают не все разбуренные скважины. [29]
Это давление, если лифт опущен до фильтра, можно считать за забойное давление. Имея для данной скважины уравнение притока, можно теперь определить тот максимальный дебит скважины, который будет получен при предельном удельном расходе газа. [30]
Страницы: 1 2 3