Годовая добыча - жидкость
Cтраница 1
Годовая добыча жидкости ежегодно снижалась в среднем на 450 тыс. т и в 1993 - 1994 гг. она составила около половины расчетной. [1]
Величина годовой добычи жидкости дж на будущее время в уравнениях (5.2) и (5.4) принята постоянной. Такое условие при подсчете извлекаемых запасов нефти в конечной стадии разработки залежей вполне допустимо. [2]
Определяют годовую добычу жидкости по всему месторождению. [3]
Темп отбора жидкости - отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти, выражается в % / год. [4]
На основе этих данных определяются величины годовой добычи жидкости, обводненности продукции и накопленные отборы нефти, воды и жидкости. [5]
В расчетах БашНИПИнсфти, Гипровостокнефти, СибНИИНП - 1 2 наблюдается рост годовой добычи жидкости после 11 года, что противоречит техническому заданию - сохранить дебиты жидкости скважин на уровне 11 года, при этом ноьые скважины не вводятся. [6]
 |
Динамика добычи нефти, воды, жидкости Андреевского месторождения.| Динамика КНО, обводненности, количества скважин Андреевского месторождения. [7] |
Примечание: QH - годовая добыча нефти; QB - годовая добыча воды; Сж - годовая добыча жидкости; QHBK. [8]
По рис. 2.28 - 1 и 2.28 - 2 видно, что, начиная с 1990 г., падает годовая добыча нефти, падает годовое бурение скважин, обводненность отбираемой жидкости превысила 80 %, с 1992 г. падает годовая добыча жидкости и годовая закачка воды, действующее число добывающих скважин, в 1994, 1997 и 1998 гг. резко падает действующее число нагнетательных скважин. [9]
Здесь Спр - цена 1 т нефти на нефтяном рынке; А / - налоги на реализацию в долях единицы; Са - акциз на 1 т нефти; 3 -текущие экономические затраты на 1 действующую скважину; 3 - текущие экономические затраты на 1 т годовой добычи жидкости; 3 - капитальные затраты на 1 пробуренную скважину; З л - затраты на ликвидацию скважины после завершения ее работы; X - нормативный коэффициент экономической эффективности, учитывающий, что экономический эффект и капитальные затраты этого года более ценны, чем такие же экономический эффект и капитальные затраты следующего года в ( 1 X) раз; q и q - соответственно годовой отбор нефти и годовой отбор жидкости в весовых единицах; гг - число действующих скважин в Z-M году; Дп 1 - годовое число пробуренных и введенных в действие скважин; t - год разработки нефтяной залежи и продолжительность периода, для которого определяется чистая накопленная дисконтированная прибыль от разработки нефтяной залежи. [10]
Ск - рыночная цена 1 т нефти для недропользователя, т.е. после вычета налогов и затрат на реализацию, 3 к - начальные капитальные затраты в расчете на одну скважину, 3 - текущие годовые затраты на обслуживание 1 скважины ( берут вместе добывающие и нагнетательные скважины) или условно-постоянные текущие затраты на скважину, 3 - затраты на единицу годовой добычи жидкости или условно-переменные текущие затраты, X - показатель дисконтирования годовых экономических эффектов и затрат. [11]
Ззп - основная, дополнительная зарплата и отчисления на социальное страхование, руб / сквтод; Зэ - расходы на энергию, затраченную на извлечение жидкости, руб / т; Звозд - расходы по воздействию на пласт, руб / т воды; Зс - расходы по сбору и транспорту нефти, руб / т жидкости; Зп ж-расходы на технологическую подготовку нефти, руб / т жидкости; 2Ж - годовая добыча жидкости на скважину, т; Q3 - годовая закачка воды, т; k3 - коэффициент эксплуатации скважины; ZB - экономический предел эксплуатации скважины, равный 150 руб / т нефти. [12]
Интересные результаты следуют из прогноза показателей разработки по методу А. В. Копытова [67] для одного из участков пласта J1 Туймазинского месторождения. В табл. 16 приведена динамика прогнозных показателей на период 1971 - 1980 гг. при условии неизменной годовой добычи жидкости. [13]
Анализ влияния темпов отбора на показатели разработки проводился отдельно для залежей с терригенными и карбонатными коллекторами, отдельно по стадиям разработки. Для сравнения полученных результатов по различным объектам разработки были рассмотрены параметры: т - безразмерный объем прокачки жидкости, равный отношению суммарного отбора жидкости к объему геологических запасов нефти; 7Ж - темп отбора жидкости, равный отношению годовой добычи жидкости к извлекаемым запасам нефти; Z - темп разработки, равный отношению годовой добычи нефти к начальным извлекаемым запасам нефти; Т - темп отбора балансовых запасов нефти, равный отношению годовой добычи нефти к балансовым запасам нефти; ф - темп отбора остаточных извлекаемых запасов нефти, равный отношению годовой добычи нефти к остаточным извлекаемым запасам нефти. [14]
По оси абсцисс откладывались суточные дебиты скважины, усредненные по данным автоматического замера за каждый истекший период. Кривая 3, полученная графическим суммированием, отражает потерю годовой добычи жидкости с увеличением скорости откачки. При анализе не учитывались другие виды ремонтов подземного оборудования, доля которых была мала по сравнению с обрывностью штанг. [15]
Страницы: 1