Cтраница 3
Дебит скважин ( в тыс. м3) на начало планируемого периода устанавливают в соответствии с технологическим режимом работы скважин, а время работы - вычитанием из календарного числа скважино-суток времени остановок скважин на плановый ремонт или проведение геолого-технических мероприятий. При неизменном среднесуточном дебите скважины объем добычи равен произведению дебита на плановое количество скважино-суток работы скважин. При падающем дебите на месторождении объем добычи газа рассчитывают по месяцам с учетом коэффициента изменения производительности скважин. [31]
В табл. 9 под номером скважины обозначена группа скважин, уда ленных на то или иное одинаковое приведенное расстояние от центр взрыва и находящихся в одинаковых геологических условиях, обус ловленных строением рифового массива. Здесь также приведены ис ходные среднесуточные дебиты скважин до и после производства взры ва в первый год эксплуатации. [32]
При применении статистического метода исходными данными являются дебиты нефти по скважинам. Для построения статистических кривых обычно используют среднесуточные дебиты скважин по месяцам. [33]
Рассмотренные выше критерии не отражают конечного результата функционирования нефтегазодобывающего объекта - добытой продукции. Поэтому весьма важными показателями качества функционирования являются среднесуточный дебит скважин и максимум добычи продукции на рубль затрат с учетом отказов нефтегазодобывающих систем. [34]
Для характеристики фондов 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 скважин. [35]
Несмотря на меньшее количество действующего фонда добывающих ( на 16 единиц) и нагнетательных скважин ( на 2 единицы), основные фактические показатели разработки лучше проектных: фактическая добыча нефти превышает проектную при меньшей фактической обводненности продукции скважин. Это, в первую очередь, связано с тем, что среднесуточные дебиты скважин по нефти в 2 1 - 2 5 раза выше, а по жидкости - в 1 4 - 1 8 раза ниже проектных. [36]
Анализ, проведенный Габдуллиным Р.В. ( ТатНИПИнефть), показал, что при бесперфораторном вскрытии начальный среднесуточный дебит скважин в среднем вдвое больше, безводный период эксплуатации - в 3 - 4 раза. [37]
Паротепловые обработки призабойной зоны скважин проводят в Туркменской ССР на промыслах Кум-Дага, в объединении Краснодарнефть на залежи тяжелой нефти Зыбза и в других нефтедобывающих районах Советского Союза. Паропрогрев успешно проводится, например, на месторождении Катангли объединения Сахалшшефть, где после тепловой обработки среднесуточные дебиты скважин увеличиваются в 3 - 7 раз. Характерна и другая особенность - реакция на паропрогрев соседних эксплуатационных скважин. [38]
План по добыче нефти предусматривает определение планового объема добычи по НГДУ в целом и по группам добычи с учетом категорий скважин, способов эксплуатации и сортов нефти. При этом в качестве исходного дебита принимают: а) по переходящим действующим скважинам их среднесуточную производительность за месяц, предшествовавший плановому году; б) по восстанавливаемым из бездействующих скважинам - среднесуточный дебит близлежащих скважин, расположенных в аналогичных условиях; в) по новым скважинам - среднесуточный ожидаемый дебит. [39]
По проекту разработки ( 1988 г.) предусмотрено бурение 20 добывающих, 15 нагнетательных и 6 резервных скважин. Несмотря на это, годовая добыча нефти соответствует проектным значениям. Это обеспечивается более высокими фактическими среднесуточными дебитами скважин как по нефти, так и по жидкости, чем по проекту разработки. Основной задачей на ближайшую перспективу для данного объекта явля ется создание эффективной системы заводнения. [40]
За исходный принимают среднесуточный дебит за 10 суток эксплуатации до гидроразрыва. Для уточнения исходного дебита определяют также среднесуточный дебит скважины за 3 месяца ее работы до гидроразрыва. При этом за исходный принимают тот дебит, который характерен для данной скважины. Вычисленный таким образом исходный дебит принимается за дебит скважины последнего месяца, предшествующего гйдроразрыву. [41]
Здесь опять наблюдаются две песчанистые зоны. Этот песчаный бар состоит из кварцевого гравия диаметром 2 - 3 мм. Мощность песка увеличивается к востоку до 36 1 м в центральной и восточной частях бара. Третий песок является хорошим примером псевдоструктуры, так как его верхний контур напоминает антиклиналь. Интересно, что залежь Трайемф была законсервирована, а затем опять пущена в эксплуатацию. В 1898 г. воды больше не добывалось, причем новые скважины, пробуренные здесь, давали нефти по 1 59 - 3 18 ма / сутки. В настоящее время среднесуточный дебит скважины составляет в среднем 0.08 м3 нефти. [42]