Предельный дебит - нефть
Cтраница 1
Предельный дебит нефти достигается при предельном положении как газового, так и водяного конусов. [1]
Предельный дебит нефти достигается при предельном положении конуса воды, в то время как газовый конус еще не достиг своего предельного положения. [2]
Предельный дебит нефти достигается при предельном положении газового конуса, в то время как конус воды еще не достиг своего предельного положения. [3]
Однако даже достижение предельного дебита нефти или обводнения не является безусловным при решении вопроса об отказе от пласта или отключении скважины из разработки. Основным критерием должна служить возможность наиболее полного и эффективного использования данной скважины с учетом предполагаемых мероприятий по регулированию разработки, увеличению коэффициента нефтеизвлечения. [4]
Рациональное размещение интервала перфорации относительно контактов в однородноанизотропном разрезе пласта получено, исходя из очевидного положения о том, что предельный дебит нефти получается при равенстве долей дебита за счет напоров со стороны воды и газа. [5]
 |
Схема совместного образования газового и водяного конусов ( в момент прорыва газа и воды в скважину. [6] |
Представим теперь, что в пласте, кроме газовой шапки, содержится и подошвенная вода. Определим b - глубину вскрытия пласта скважиной, предельный дебит нефти ( теперь уже без газа и воды) при заданном интервале вскрытия пласта / гв и положение открытой части продуктивной мощности пласта. [7]
Если промышленно возможную суммарную добычу ограничить минимальными дебитами со скважин, можно ожидать, что в месторождениях с режимом растворенного газа суммарная добыча возрастает с уменьшением расстояний между скважинами. Величина подобного изменения может быть пренебрежимо малой или иметь практическое значение в зависимости от физических свойств пласта и предельных дебитов нефти к моменту заброса месторождения. В пластах с напором краевых вод даже промышленная суммарная добыча не зависит от расстановки скважин. Теория указывает, что в пластах с напором подошвенных вод промышленно возможная суммарная добыча увеличивается с уплотнением скважин. Это увеличение должно быть приблизительно линейным в изотропных пластах - Когда же эффективная средняя проницаемость пласта по вертикали составляет 1 % или меньше по отношению к средней проницаемости по горизонтали, промышленно возможная добыча возрастает, но медленно, с уменьшением уплотнения скважин в пределах расстояний, обычно применяемых на практике. [8]
Если промышленно возможную суммарную добычу ограничить минимальными дебитами со скважин, можно ожидать, что в месторождениях с режимом растворенного газа суммарная добыча возрастает с уменьшением расстояний между скважинами. Величина подобного изменения может быть пренебрежимо малой или иметь практическое значение в зависимости от физических свойств пласта и предельных дебитов нефти к моменту заброса месторождения. В пластах с напором краевых вод даже промышленная суммарная добыча не зависит от расстановки скважин. Теория указывает, что в пластах с напором подошвенных вод промышленно возможная суммарная добыча увеличивается с уплотнением скважин. Это увеличение должно быть приблизительно линейным в изотропных пластах. Когда же эффективная средняя проницаемость пласта по вертикали составляет 1 % или иеньше по отношению к средней проницаемости по горизонтали, промышленно возможная добыча возрастает, но медленно, с уменьшением уплотнения скважин в пределах расстояний, обычно применяемых на практике. [9]
Представим, что первоначальная мощность нефтеносной области, залегающей между газовой шапкой и подошвенной водой, равна / & ( рис. XVI. Определим вскрытую мощность пласта, предельный дебит нефти ( теперь уже без газа и воды) при заданном интервале вскрытия пласта hm и положение открытой части продуктивной мощности пласта. [10]
Одной из основных проблем является повышение эффективности использования добывающих скважин. Работы здесь ведутся в нескольких направлениях: обеспечение оптимальной добычи нефти из каждой скважины, вовлечение в эксплуатацию бездействующих скважин с проведением геолого-технических мероприятий и увеличение межремонтного периода скважин. Здесь разработан программно-методический комплекс, с помощью которого решается ряд экономических задач по управлению за движением фонда скважин и оптимизации добычи нефти. С использованием разработанных методических подходов были определены зависимости предельного дебита нефти как функции от дебита по жидкости для любого объекта анализа с построением соответствующих номограмм. [11]
Страницы: 1