Cтраница 1
Среднесуточная добыча нефти по Яринской площади значительно отставала от проектной, что вызвано отставанием закачки воды в пласт и снижением пластового давления в залежи. Начальное пластовое давление в залежи равно 17 0 МПа, давление. [1]
Среднесуточная добыча нефти за указанный период по скважине 1010 выглядит так: до опытных работ, в июле - 0 9 т / сут, через месяц, в октябре, резкий рост параметра более чем в 7 раз - до 7 7 т / сут, в декабре в 9 раз - до 9 2 т / сут. [2]
Расчет среднесуточной добычи нефти по принятой методике показывает, что дебит НРС превышает дебит ПРС на 1 18 т / сут. Однако, при определении добычи в расчете на скважино-сутки отработанные дебит ПРС превышает дебит НРС в два раза. Это следует учитывать при технико-экономических расчетах. [3]
Аналогично можно рассчитать и среднесуточную добычу нефти ( AQ приходящуюся на скважину. Достаточно сказать, что в интервале от 400 до 500 скважин прирост на одну новую скважину составляет только 1 6 г на скважину. [4]
Результаты всех расчетов представлены в виде графических зависимостей среднесуточной добычи нефти в течение всего времени разработки от количества скважин, размещаемых на залежах. [5]
Перед консервацией залежей пластовое давление в них составляло 5 - 10 кгс / см2, среднесуточная добыча нефти была равна 65 т, а дебит одной скважины 2 7 т / сут. [6]
Если принять наиболее вероятное значение Л 3ак1 65, то для поддержания пластового давления в 1 блоке на постоянном уровне ( 28 МПа) при среднесуточной добыче нефти из указанного блока 1600 т ( 1972 г.) в пласт необходимо закачивать 3800 м3 / сут воды. [7]
Далее сопоставляются проектные и фактические данные разработки горизонта I продуктивной толщи по годам: количество эксплуатационных скважин; общее количество нагнетательных скважин, в том числе во внутриконтурной зоне; годовая добыча нефти; среднесуточная добыча нефти; годовая общая закачка воды, в том числе через скважины внутриконтурного ряда; годовой отбор нефти от начальных балансовых запасов; коэффициент закачки; годовой отбор нефти от извлекаемых запасов. [8]
Проведенный анализ показывает, что среднесуточный дебит нефти по 10 скважинам ( 3 скважины находятся в освоении и нами не анализируются) до обработки составлял 0 5т / сут, то после обработки составил 2 7 т / сут. Прирост среднесуточной добычи нефти составляет 2 2 т / сут. Период, прошедший после обработки скважин МСГС, различен и составляет 1 - 17 месяцев. [9]
На 1 января 1976 г. в объединении Краснодарнефте - - газ переведено на эксплуатацию бе: компрессорным газлифтом 82 скважины, из них 25 кумгкого горизонта Новодмитриевского месторождения и 57 скважин V - VI горизонтов Анастасиевско-Троицкого месторождения. Однако анализ фактических данных показал, что по большинству скважин, переведенных на бескомпрессорный газлифт, наблюдается прирост среднесуточной добычи нефти. [10]
Эксплуатационная карточка фиксирует основные технологические показатели работы добывающих скважин, изменяющиеся каждый месяц в процессе эксплуатации скважин. Эта карточка заводится по каждой скважине и содержит следующие показатели: номер скважины; горизонт, который эксплуатируется скважиной; номер РИТС, к которому принадлежит скважина; названия НГДУ и площади, где находится скважина; даты начала и конца бурения; глубина скважины; дата вступления скважины в эксплуатацию; дата появления воды. Затем за каждый месяц в карточке записываются: способ эксплуатации; диаметр штуцера; число дней - эксплуатации; добыча нефти за месяц; среднесуточная добыча нефти за месяц; общая добыча нефти по скважине с начала ее работы; добыча попутной воды за месяц; общая добыча попутной воды с начала эксплуатации скважины; добыча воды в процентах от добычи все жидкости по скважине; среднесуточный дебит жидкости по скважине. [11]
В табл. 43 приведены основные технологические результаты этих испытаний. Наибольший интерес из них представляют опыты, проведенные на месторождениях со значительной глубиной залегания продуктивных пластов и малой вязкостью нефти. Оно было разбурено к 1958 г. с плотностью 16 га / скв. Через 2 5 года после начала разработки была достигнута максимальная добыча нефти-1530 м3 / сут. В это время было начато заводнение месторождения, в результате которого среднесуточная добыча нефти увеличилась на 400 м3 / сут. К середине 1963 г. вся залежь была обводнена. [12]
В 1992 год Российская Федерация вошла как самостоятельное суверенное государство, и ее нефтяная промышленность представляла собой многоотраслевой комплекс, осуществляющий по существу на всей территории республики работы по поиску и разведке новых месторождений, строительству скважин, обустройству площадей добычи нефти, комплексному освоению морских месторождений нефти, производству и ремонту нефтяного оборудования, развитию магистрального трубопроводного транспорта нефти. Миннефтегазпром СССР в начале 1992 г. был ликвидирован. Президентом корпорации избран Чурилов Л. Д. - министр нефтяной промышленности СССР. В 1992 году Роснефтегаз практически был монополистом в нефтяной промышленности. В 1992 г. в отрасли продолжалось снижение среднесуточной добычи нефти ( за 4 месяца 1992 г. добыто на 20 млн. т меньше, чем за такой же период 1991 г., падение - 12 %), уменьшился объем эксплуатационного бурения ( за 4 месяца пробурено на 2 5 млн. м меньше, падение - 26 8 %), усилился рост фонда скважин, не завершенных строительством и находящихся в простое или ремонте, массовый характер приняли простои буровых и строительно-монтажных бригад из-за недопоставок материальных ресурсов и оборудования. За 4 месяца 1992 года было освоено всего 39 9 млрд. руб. капитальных вложений, а для обеспечения запроектированных объемов добычи нефти необходимо освоить 309 млрд. руб., т.е. освоение за 4 месяца 13 % годового объема. [13]