Фактический дебит - скважина
Cтраница 2
Существенным недостатком станции САПЭ-3 является отсутствие возможности точного регулирования датчика подачи в зависимости от фактического дебита скважины, переводимой на периодическую работу. В результате наблюдается следующее: при износе глубинно-насосного оборудования и снижении производительности насоса соотношение времени наличия и отсутствия жидкости да выкидной линии, при котором формируется сигнал на отключение скважины, наступает при более высоком динамическом уровне, чем в начальный период эксплуатации глубинно-насосного оборудования. [16]
Высокие коллекторские свойства продуктивных пластов и применение метода поддержания пластового давления определяют возможность значительного повышения фактических дебитов скважин в зонах повышенных отборов. Расчеты показывают, что при условии эксплуатации скважин с забойными давлениями выше давления насыщения дебиты скважин, определяемые как суммарные отборы по пластам, достигают 3000 м31сутки для Усть-Балыкского и 1100 м3 / сутки для Западно-Сургутского месторождений. [17]
Причинами отставания фактических показателей разработки от проектных по Горному месторождению являются: отставание разбуривания фонда добывающих и нагнетательных скважин ( несмотря на больший фактический дебит скважин по нефти), а также необеспечение проектных значений по текущей и накопленной компенсации отбора нефти закачкой воды. [18]
Для успешного решения задачи по расшифровке фактических динамограмм необходимо сопоставить фактическу динамограшу с теоретической, рассчитанной по приведенной в инструкции методика: замерить фактический дебит скважины и сопоставить его с теоретической производительностью глубинного насоса. [19]
Качественное вскрытие пласта имеет первостепенное значение для обеспечения максимальной сохранности коллекторских свойств пласта. Исследования показывают, что фактический дебит скважины, вышедшей из бурения, составляет не более 30 % потенциального. Применяемый в качестве промывочной жидкости глинистый раствор не отвечает предъявляемым требованиям. [20]
Распределение осуществляется с учетом отношения фактических дебитов скважин указанных рядов. [21]
 |
Динамика показателей разработки Ш объекта Самодуровского месторождения. [22] |
Отобрано 455 1 тыс. т нефти, или 88 2 % от начальных извлекаемых запасов. Превышение фактических показателей над проектными объясняется более высокими фактическими дебитами скважин и меньшей, чем по проекту, их обводненностью. Ближайшей задачей по регулированию разработки данного объекта является вывод из бездействия большого количества добывающих скважин и добурива-ние основного фонда скважин. [23]
Основная причина данного несоответствия кроется в низких фактических дебитах скважин по жидкости ( 34 т / сут против 72 т / сут), низком коэффициенте их эксплуатации и большом отставании в бурении скважин в начальный период разработки. [24]
Фактическая история разработки соответствует периоду отбора 40 % от начальных запасов газа. Динамика давлений в скважинах, полученная расчетным путем с использованием фактических дебитов скважин, воспринимается в качестве фактической, причем зарегистрированными считаются давления в скважинах на моменты времени, соответствующие отбору 20 и 40 % от начальных запасов газа. Далее предполагается, что фактическое распределение проницаемости по пласту неизвестно. В качестве априооного значения принят коэффициент проницаемости 10 10 5 м2 для всей области пласта. При проведении расчетов площадь газоносности параллельными прямыми разбивается на полосы-зоны, содержащие по одной скважине. [26]
Фактическая история разработки соответствует периоду отбора 40 % от начальных запасов газа. Динамика давлений в скважинах, полученная расчетным путем с использованием фактических дебитов скважин, воспринимается в качестве фактической, причем зарегистрированными считаются давления в скважинах на моменты времени, соответствующие отбору 20 и 40 % от начальных запасов газа. Далее предполагается, что фактическое распределение проницаемости по пласту неизвестно. В качестве априорного значения принят коэффициент проницаемости 10 10 - 15 м2 для всей области пласта. При проведении расчетов площадь газоносности параллельными прямыми разбивается на полосы-зоны, содержащие по одной скважине. [28]
Разработка залежи ведется семью добывающими скважинами без заводнения при активном естественном водонапорном режиме. Фактическая годовая добыча нефти несколько превышает проектную за счет большего, чем проектный, фактического дебита скважин по нефти. Однако из-за большей, чем предусматривалось, обводненности добываемой продукции скважин, следует рекомендовать для данного объекта отключение части сильнообводнив-шихся скважин. [29]
 |
Сорочинско-Никольское месторождение нефти. [30] |
Страницы: 1 2 3