Среднесуточный дебит - нефть
Cтраница 2
По фактическим данным за период, предшествующий применению метода и характеризующийся стабилизацией фонда добывающих скважин в течение нескольких лет, определяется расчетная зависимость падения среднесуточного дебита нефти. [16]
Результаты исследований: давление пласта; коэффициент продуктивности; диаметры труб первого и второго рядов; давления забойное, рабочее, буферное, затрубное, на трапе; среднесуточные дебиты нефти, воды, эмульсии, газа, жидкости в целом; добыча воды в процентах от добычи всей жидкости; газовый фактор; суточный расход рабочего агента; рабочий агент; система лифта; потенциальный режим ( суточные дебиты) по нефти, воде, газу, жидкости в целом. [17]
При подсчете запасов нефти статистическим методом устанавливаются следующие параметры: среднемесячный дебит нефти по добывающим скважинам соответственно на предыдущую и последующую даты исследования, коэффициент падения дебита, минимальный рентабельный среднесуточный дебит нефти ( зависит от качества нец. В данном случае отмеченные параметры: аиболее информативны. После их определения запасы подсчитываются в соответствии с принятой методикой. Кроме того, оценка извлекаемых запасов производится по статистическим зависимостям построением кривых дебит - накопленная добыча, дебит - в емя, разработанных М.И.Максимовым, И. [18]
Карточка по исследованию скважин включает следующие показатели: дата замера; тип и глубина подвески насоса; число качаний; длина хода; глубина замера параметров; диаметр штуцера; среднесуточные дебиты нефти и жидкости в целом; добыча воды в процентах от добычи всей жидкости; плотность воды; продолжительность замера; глубина уровня в скважине; давления буферное, затрубное; давления забойные и пластовые на глубину замера, на кровле, на уровне зеркала воды; температура на глубине замера; коэффициент продуктивности и метод его определения; газовый фактор; тип прибора. [19]
 |
Карта равных значений КО Озеркинского месторождения. [20] |
Месторождение эксплуатируется 17 скважинами при плотности сетки скважин 8 - 16 га / скв, На рис. 112 а показана карта равных значений КО, построенная по результатам обработки на ЭВМ ЕС-1022 данных о среднесуточном дебите нефти добывающих скважин до закачки газа за период 1970 - 1972 гг., который характеризуется нормальной эксплуатацией 16 скважин месторождения. [21]
По некоторым эксплуатационным скважинам с фонтанным способом добычи приводятся геолого-технические характеристики в момент прекращения в них естественного фонтанирования: диаметр эксплуатационных колонн, интервал перфорации, конструкция и длина лифта, диаметр штуцера, буферное и затрубное давление, обводненность продукции ( в %), среднесуточный дебит нефти, воды, жидкости, дебит газа, газовый фактор. [22]
Сводная таблица работы скважины составляется по каждому месяцу ее работы: регистрируются пласт и способ эксплуатации; число дней эксплуатации скважины в данном месяце; добыча за месяц нефти, воды, газа, всего жидкости; добыча воды в процентах от добычи всей жидкости; среднесуточные дебиты нефти, воды, газа, жидкости в целом; добыча с начала эксплуатации данного пласта нефти, воды, газа; число дней эксплуатации данного пласта. [23]
По всему-разрезу скважины ( глубина скважины дается через 50 м): сведения по стратиграфическому расчленению его и литологическому составу пород; писание технического разреза; описание каротажной диаграммы - номер пласта, глубина кровли, мощность пласта, удельное сопротивление породы; характеристика кривизны скважины - глубина, градус, азимут кривизны; результаты освоения скважины - номер пласта, начало и конец освоения, начальный среднесуточный дебит нефти, воды, эмульсии, газа и жидкости в целом первых 30 дней эксплуатации скважины, максимальные суточные дебиты за первые 3 мес. [24]
Закачка пара в скважину МЭП-3 производится с 1 / VII 1971 г. До начала процесса среднесуточный дебит нефти по участку составлял 5 0 т / сутки. К июлю 1973 г. среднесуточный дебит нефти увеличился до 10 т / сутки и затем возрос до 24 - 26 т / сутки. Планируется довести дебит нефти до 35 - 4О т / сутки, дополнительно извлечь нефти по участку 100 - 1500 тыс. т с доведением коэффициента нефтеотдачи до О 7 - О 8 от геологических запасов. Паронефтяной фактор в начале процесса составлял 22, затем он снизился до 4 5 т / т нефти и продолжает уменьшаться в связи с постоянным ростом среднесуточного дебита нефти. [25]
Активно внедряются технологии бурения горизонтальных скважин и боковых стволов. Горизонтальные скважины обеспечивают увеличение среднесуточного дебита нефти в 2 - 5 раз при более низкой обводненности. Технология проводки горизонтальных скважин позволяет прокладывать горизонтальные стволы длиной до 700 метров в продуктивных пластах. [26]
Дополнительная добыча нефти составила 700 тыс. т, В - пласт закачано 2500 тыс. т пара и для продвижения тепловой оторочки 174 тыс. т воды. Нагнетание пара привело к значительному росту среднесуточных дебитов нефти по реагирующим скважинам и восстановлению средневзвешенного пластового давления практически до первоначального. [27]
Для характеристики фонда скважин следует отметить, что в двух странах - Иране и Кувейте - все скважины были фонтанными, почти все были фонтанными в Саудовской Аравии. По этим трем странам выделяются наибольшие величины среднесуточных дебитов нефти скважин. [28]
Обводнение скважин в 2 - 3 раза снижает среднесуточный дебит нефти и в конечном счете требует проведения ремонтно-изоляционных работ. [29]
Наиболее ответственным элементом построения теоретической кривой является определение коэффициентов падения дебита. Обычно для этой цели составляются корреляционные таблицы логарифмической зависимости между среднесуточными дебитами нефти последующего и предыдущего месяцев эксплуатации всех нормально работающих скважин данного объекта. В результате обработки корреляционной таблицы выводится зависимость между коэффициентом месячного падения среднесуточного дебита и величиной последнего; на основе этой зависимости строится теоретическая кривая динамики дебита для некоторой средней скважины до достижения ею предела рентабельности. Указанные кривые строятся по объекту в целом, если разница в текущих дебитах скважин, эксплуатирующих данный объект, невелика. Если же дебиты скважин меняются в широком диапазоне, то объекты разбиваются на участки ( зоны), в пределах которых скважины имеют близкие значения текущих дебитов, или все скважины группируются по достаточно узким интервалам дебитов. [30]
Страницы: 1 2 3