Суммарный дебит - нефть
Cтраница 2
Значение газового фактора в каждый момент времени по неоднородному пласту определялось как средневзвешенное по суммарному дебиту нефти участвующих в разработке пропластков. [16]
Как видно из табл. 8.2, при проведении на Новохазинской площади солянокислотной обработки вместе с ТГХВ суммарный дебит нефти увеличился от 26 8 до 52 т / сут, без ТГХВ - от 19 2 до 29 7 т / сут. [17]
Становится ясна причина ошибки многих отечественных авторов, которые задачу скорейшего достижения определенного ( предписываемого планом) суммарного дебита нефти при наименьших денежных и материальных затратах решали путем размещения некоторого числа скважин обязательно по редкой сетке. [18]
Благодаря этому гидродинамическому взаимовлиянию уменьшение дебитов сильнообводненных скважин позволяет увеличить отборы с менее обводненных скважин и, таким образом, увеличить суммарный дебит нефти при уменьшении отбора жидкости. [19]
ПАРАМЕТРЫ ДЛЯ ПОДСЧЕТА ЗА-ПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА МЕТОДОМ КАРТ ИЗОБАР - находим из сопоставления следующих данных на ряд дат разработки пласта: Р - средние пластовые давления, вычисляемые по картам изобар, Qs - суммарные дебиты нефти с начала разработки пласта, W - то же воды, g - то же газа. Из предположе ния линейной связи между добычей нефти ( или жидкости) и газа с текущими пластовыми давлениями составляется уравнение Р а - 6QS, где а ж Ъ - параметры, определяемые из системы этих уравнений. Параметр а Р - начальному пластовому давлению, а параметр Ъ показывает отбор нефти ( или газа) при падении давления на 1 атм. [20]
То же самое относится и к скважинам с несцементированными крллекторами. Здесь эффективность отбора нефти будет характеризоваться суммарными дебитами нефти, при которых не происходит разрушения призабойной зоны, вызывающего в большинстве случаев деформацию эксплуатационной колонны. [21]
Пусть некоторый кусочно-однородный пласт, гидропроводность которого по обе стороны окружности определенного радиуса известна и различна, дренирован несколькими концентричными этой окружности батареями эксплуатационных и нагнетательных скважин. Зная расположение батарей, скважин в них и забойные давления, найти суммарный дебит нефти. [22]
Для залежей с режимом истощения иногда составляют графики зависимости газового фактора от суммарного дебита нефти, причем газовый фактор откладывается в логарифмическом масштабе, а суммарный дебит - в равномерном. Такого рода графики часто дают четкую прямолинейную зависимость, которую можно использовать при экстраполяции графика зависимости суммарного дебита газа от суммарного дебита нефти. [23]
Карта состояния эксплуатации, или карта разработки пласта ( залежи) - строится на основе структурной карты пласта либо на основе карты равных эффективных мощностей ( напр. На карте наносятся местоположения устьев и забоев ( при искривлении) скважин, их номера, даты ввода скважин в эксплуатацию и даты обводнения, начальные, текущие и суммарные дебиты нефти и воды, а также газа по скважинам газоносных пластов и в газовых зонах нефтеносных пластов. [24]
КАРТА СОСТОЯНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ, или карта разработки пласта ( залежи) - строится на основе структурной карты пласта либо на основе карты равных эффективных мощностей ( напр. На карте наносятся местоположения устьев и забоев ( при искривлении) скважин, их номера, даты ввода скважин в эксплуатацию и даты обводнения, начальные, текущие и суммарные дебиты нефти и воды, а также газа по скважинам газоносных пластов и в газовых зонах нефтеносных пластов. [25]
Например, многие скважины, расположенные в центральной части залежи, вступившие в эксплуатацию с высокими начальными дебитами ( 70 - 100 т / сут и выше), перешли на воду за относительно короткий промежуток времени. Расположенные в этой же зоне другие скважины ( даже в приконтурной части залежи), продукция которых содержится в основном в микропористых коллекторах, на протяжении почти всего периода эксплуатации оказались практически безводными. В табл. 3 приведены суммарные дебиты нефти и воды по группе скиажин за весь период из работы по микро - и макропористым коллекторам, а на рис. 4 показаны среднегодовые дебиты нефти и воды указанной группы скважин. Можно предположить, что наличие воды в добываемой продукции связано с ее поступлением частично и из низкопроницаемого микропористого коллектора. [26]
 |
Динамика добычи жидкости и нефти. [27] |
Геолого-промысловым и данными установлено, что в скважинах, расположенных в зоне высокопроводимого пласта, нефте-и водоотдача достигают больших значений. Например, многие скважины, расположенные в центральной части залежи и вступившие в эксплуатацию с высокими начальными дебитами ( 70 - 100 т / сут и более), обводнялись за относительно короткий промежуток времени. Расположенные в этой же зоне другие скважины ( даже в прнконтурной) части залежи, продукция которых содержится в основном в нпзкопроводных пластах, па протяжении почти всего периода эксплуатации оказались практически безводными. В табл. 3 приведены суммарные дебиты нефти и воды по группе скважин за весь период их эксплуатации по макропористым коллекторам, а в табл. 4 - среднегодовые дебиты нефти и воды указанной группы скважин. [28]
Для большинства месторождений, разрабатывающихся при режиме растворенного газа, характерно, что не всю нефть можно добыть первичными методами разработки. Кроме того, газ движется по пласту гораздо свободнее нефти, и обычно можно допускать, что ко времени окончания эксплуатации в пласте остается только газ, растворенный в остаточной нефти при существующем там давлении, ц свободный газ при том же давлении. Другими словами, даже хотя нам и неизвестно точное количество извлекаемых запасов нефти, как правило, мы можем более определенно судить о количестве газа, который будет добыт за время первичной эксплуатации залежи. Это дает возможность определить конечную точку кривой суммарного дебита газа - суммарного дебита нефти ( рис. XXXV. Количество добытой нефти отложено по горизонтальной оси, а количество отобранного газа отложено по вертикальной. Как и для других залежей с режимом растворенного газа, кривая зависимости суммарного дебита нефти от суммарного дебита газа становится более крутой по мере увеличения газового фактора. [29]
Для большинства месторождений, разрабатывающихся при режиме растворенного газа, характерно, что не всю нефть можно добыть первичными методами разработки. Кроме того, газ движется по пласту гораздо свободнее нефти, и обычно можно допускать, что ко времени окончания эксплуатации в пласте остается только газ, растворенный в остаточной нефти при существующем там давлении, ц свободный газ при том же давлении. Другими словами, даже хотя нам и неизвестно точное количество извлекаемых запасов нефти, как правило, мы можем более определенно судить о количестве газа, который будет добыт за время первичной эксплуатации залежи. Это дает возможность определить конечную точку кривой суммарного дебита газа - суммарного дебита нефти ( рис. XXXV. Количество добытой нефти отложено по горизонтальной оси, а количество отобранного газа отложено по вертикальной. Как и для других залежей с режимом растворенного газа, кривая зависимости суммарного дебита нефти от суммарного дебита газа становится более крутой по мере увеличения газового фактора. [30]
Страницы: 1 2