Удельный дебит - нефть
Cтраница 2
Оппоненты приводят фактические данные по нефтяным месторождениям Татарии по нефтяному пласту турнейского яруса ( еще никак не обсуждая проблему объединения этого нефтяного пласта с соседним нефтяным пластом бобриковского горизонта), по которым видно, что увеличение перфорированной толщины турнейского нефтяного пласта не дает пропорционального увеличения дебита нефти добывающих скважин и приводит к уменьшению удельного дебита нефти на 1 м перфорированной толщины. [16]
По нефтяному месторождению относительно небольших размеров ( геологические запасы нефти менее 15 млн т), но ультравысокой продуктивности ( средний коэффициент продуктивности скважины по нефти в начальный период был более 30 т / ( сут-ат)), с пластовым давлением на уровне гидростатического ( т.е. равным 250 ат) и высоким давлением насыщения нефти газом ( 160 ат), с высоким начальным газосодержанием ( 200 м3 / т) и низким минимальным забойным давлением фонтанирования чистой нефтью ( около 50 ат), был построен график удельного дебита нефти на пробуренную скважину в зависимости от накопленного отбора нефти. На этом графике было выделено несколько периодов стабильной технологии. [17]
Затем с учетом числа пробуренных и введенных в действие скважин определяют значения удельного дебита жидкости на пробуренную скважину. Далее строят графики удельного дебита нефти в зависимости от накопленного отбора нефти и удельного расчетного дебита жидкости в зависимости от накопленного расчетного отбора жидкости. Оба эти графика желательно представить на одном рисунке в одних и тех же числовых координатах. [18]
Для этого требуется исключить влияние бурения скважины на текущую добычу нефти и построить график зависимости удельного дебита нефти на пробуренную и введенную в действие скважину от накопленной добычи нефти по залежи; также строить график зависимости расчетного удельного дебита жидкости на пробуренную скважину от расчетного накопленного отбора жидкости. На этих графиках в периоды устойчивой технологии эксплуатации сква-жин выделяются прямолинейные отрезки. [19]
На рис. 4.15 в зависимости от Qn и QFjl - накопленных отборов нефти и расчетной жидкости показана динамика ql и qlF - удельного дебита на пробуренную скважину нефти и расчетной жидкости. По сравнению с предыдущим рис. 4 14 картина сильно изменилась: начиная с 1980 г. происходит неуклонное падение удельного дебита нефти и расчетной жидкости. [20]
Прежде всего, этот критерий не имеет прямой связи с экономикой. Если увеличение дебита нефти обычно приводит к уменьшению удельных экономических затрат на добычу 1 т нефти, то увеличение удельного дебита нефти при одновременном уменьшении дебита нефти приводит к увеличению удельных экономических затрат на добычу 1 т нефти, к снижению экономической эффективности добычи нефти, к возникновению экономической нерентабельности. [21]
 |
Основной эксплуатационный объект - девонские горизонты Д1 и До Ромашкинского месторождения. Изменение удельного дебита нефти на пробуренную скважину в зависимости от накопленного отбора нефти. [22] |
Конкретно, на рис. 2.24 - 2 представлена фактическая динамика удельного годового дебита нефти на пробуренную скважину в зависимости от накопленного отбора нефти в целом по объекту; на рис. 2.24 - 3 - фактическая динамика удельного расчетного годового дебита жидкости на пробуренную скважину в зависимости от накопленного расчетного отбора жидкости. Наблюдающийся на рис. 2.24 - 3 рост удельного расчетного дебита жидкости в 1999, 2000 и 2001 гг. объясняется ростом интенсивности воздействия на нефтяные пласты; установленный на рис. 2.24 - 3 рост интенсивности воздействия на пласты учитывается на рис. 2.24 - 2, конкретно, с учетом этого роста по годам уменьшается удельный дебит нефти на пробуренную скважину; затем скорректированные графики экстраполируются до пересечения с осью абсцисс, где получаются введенные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти и расчетные начальные извлекаемые запасы жидкости. [23]
Но почему такие дебиты редко бывают на разрабатываемых нефтяных залежах даже при высоких коэффициентах продуктивности скважин. Частично ответ на поставленный вопрос уже был дан: при высокой продуктивности нефтяных пластов лимитирует не их пропускная способность, а пропускная способность нефтепромыслового хозяйства, магистральных нефтепроводов, нефтеперерабатывающих заводов и стабильность потребности в нефтепродуктах. Другая часть ответа: для того чтобы снизить дебит нефти, во-первых, снижают депрессию на нефтяные пласты и повышают забойное давление добывающих скважин; во-вторых, применяют многорядное размещение добывающих скважин, когда в полосе между двумя рядами нагнетательных скважин размещают три и больше рядов добывающих скважин. При этом приближенно получается: во сколько раз число добывающих рядов больше числа нагнетательных, во столько раз меньше общий дебит нефти и удельный дебит нефти на одну проектную скважину. [24]
Страницы: 1 2