Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Дебит добычи нефти


Добыча и дебиты нефти и жидкости

Поиск Лекций

Основной этап начала добычи нефти на месторождении относится к июлю 2003 года. До этого времени, при проведении пробной эксплуатации разведочных скважин, опробованиях и испытаниях вновь пробуренных эксплуатационных скважин, из залежей месторождения отобрано немногим более 17 тыс.тонн нефти. С учётом этого, по состоянию на 01.01.2004 с начала разработки на месторождении добыто 510,2 тыс.тонн нефти, из которых 404,7 тыс.тонн или 79,3% от общей добычи приходится на залежь II. Остальной объём отобран из III и IV залежей.

Динамика добычи нефти по месторождению и залежам месторождения за период с начала промышленной эксплуатации месторождения представлена в граф.прилож. 1.

В граф.прилож. 1 достаточно отчётливо иллюстрируется доминирующая роль залежи II в общей добыче по месторождению. Начиная с июля 2003г., с вводом 5 скважин, и последующим вводом в августе ещё 4 скважин, пробуренных ранее на залежь II, наблюдается значительное (практически в 5 раз) увеличение добычи нефти по залежи II и по месторождению. Далее, отмечается стабилизация уровней добычи, с незначительным снижением в октябре 2003г. и вновь с последующим ростом, обусловленным вводом ещё 2-х скважин на залежь II и 2-х скважин на залежи III и IV.

Тенденция преобладания в общей добыче месторождения залежи II сохраняется на протяжении всей второй половины 2003г. Данное обстоятельство объясняется двумя основными причинами, первая из которых наиболее очевидна 75 % фонда добывающих скважин эксплуатировали именно залежь II. Наряду с этим, по имеющимся представлениям о геологическом строении залежей Южно-Шапкинского месторождения предполагалось, что запасы нефти, опять же, именно залежи II являются наибольшими и составляли около 80% от общих запасов по месторождению. Исходя из этого, в начальный период основной фонд скважин бурился на залежь II, основной объём мероприятий по интенсификации добычи (соляно-кислотные обработки) проведён также на залежи II и составил 100% эксплуатационного фонда.

Таким образом, основной объём добычи нефти за 2003г. по месторождению обеспечивается эксплуатацией скважин залежи II 78,7%, по залежи III добыто 7,8%, по залежи IV 13.5%.

Как отмечалось выше, промышленная разработка месторождения начата в июле 2003г. На каждой из залежей месторождения были введены различное количество добывающих скважин. Средний дебит нефти по месторождению при этом составил 249,8 т/сут. В граф.прилож. 2 представлена динамика средних дебитов нефти по месторождению и по залежам.

Из представленного рисунка видно, что хотя общая тенденция в динамике средних дебитов нефти по месторождению предопределяется, аналогично и добыче нефти, скважинами залежи II, однако при этом дебиты нефти по залежам III и IV превышают дебиты скважин залежи II.

Причём если дебит залежи III достигнув максимума в сентябре превышает на конец года дебиты по залежи II незначительно, то по дебитам нефти скважин залежи IV наблюдается устойчивое превышение над дебитами залежей II и III, что ещё раз подтверждает высокую продуктивность залежи. Однако, несмотря на высокие дебиты скважин залежей III и IV, рисунок наглядно иллюстрирует постепенное снижение дебитов нефти в целом по месторождению. Это объясняется тем, что в условиях интенсивного ввода скважин и, как следствие, резкого увеличения отборов, естественный темп падения пластового давления является неизбежным и вполне объяснимым фактором, поскольку система поддержания пластового давления ещё не получила развития, а активность законтурной водоносной области и (или) газовой шапки ещё не определены в достаточной мере.

Необходимо отметить, что по причине незначительного числа добывающих скважин, а также непродолжительной промышленной эксплуатации месторождения, анализ добычи и дебитов нефти отдельно по залежам месторождения не проводится.

В граф.прилож. 3 изображена динамика пластового давления в залежи II.

Из приведённого графика видно, что в залежи отмечается довольно устойчивая тенденция падения пластового давления по сравнению с первоначальным, на величину порядка 1,5 МПа.

И хотя количество исследований по залежи II можно с уверенностью назвать вполне объемлющим, рассмотрение зависимости изменения давления только во времени не способно дать возможности объективно судить об изменении пластового давления. По этой причине, авторами предпринята попытка анализа динамики пластового давления в зависимости от накопленной добычи. Для этого рассмотрены показатели работы ряда скважин. В частности, представляет интерес рассмотрение показателей по скважинам №№3, 5, 10 и 23, имеющим довольно высокие показатели накопленного.

 

 

poisk-ru.ru

Дебит - добывающая скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Дебит - добывающая скважина

Cтраница 1

Дебиты добывающих скважин в рамках излагаемого алгоритма - входные данные, зависящие от времени. Все исходные функции координат точки ( i, /), представленные в виде карт, переписываются в таблицы.  [1]

Дебиты добывающих скважин и депрессии по ним в период падающей добычи монотонно убывают.  [3]

Дебит добывающих скважин по жидкости достигает 50 т / сут. Пока планируется сравнительно высокое отношение количества нагнетаемого теплоносителя к добыче нефти, получаемой за счет ТЦВП. Однако это должно быть проверено опытными работами и, как показали предварительные испытания, это отношение может быть значительно меньшим и процесс экономически более эффективным.  [4]

Если дебиты добывающих скважин резко отличаются ( более 10 %), температурное поле строят по самостоятельной схеме отдельно для каждого луча.  [5]

Пусть дебит безводной добывающей скважины по дегазированной нефти равен 67 т / сут.  [6]

Сравнение дебитов добывающих скважин, представленных в Классификации, с фактическими дебитами по нефтяным месторождениям, находившимся и находящимся в разработке, обнаруживает такое явление: фактические дебиты оказываются заметно или значительно ниже - по группе многопродуктивных пластов ниже в 10 - 20 раз, по группе среднепродуктивных пластов ниже в 3 - 6 раз.  [7]

Величина дебита добывающих скважин тесно коррелирует-ся с высотой подъема жидкости. Возможная подача большинства скважинных насосных установок с увеличением высоты подъема жидкости достаточно быстро снижается.  [8]

QI - дебит добывающей скважины по пластовому газу; О2 - дебит нагнетательной скважины по С02; F kp2 ( 1 -с) / р - массовая доля С02 в общем потоке; v - вектор массовой скорости фильтрации; / сит - абсолютные проницаемость и пористость соответственно.  [9]

С возрастанием дебита добывающей скважины неоднородность пласта по коллекторским свойствам, наличие практически непроницаемой линзы вызывают значительное снижение конечного коэффициента газоотдачи по сравнению с аналогичными вариантами для однородного пласта.  [10]

При снижении дебита добывающей скважины влияние неоднородности пласта на коэффициент газоотдачи уменьшается. Например, при темпе отбора 6 6 % начальных запасов газа в год конечные коэффициенты газоотдачи для вариантов однородного и неоднородного пласта практически одинаковы.  [11]

Кроме прироста безводного дебита добывающих скважин замечено значительное, по сравнению с обычным заводнением, возрастание приемистости нагнетательных скважин. Это происходит как за счет увеличения работающей мощности, так и за счет уменьшения неоднородности приемистости.  [12]

С учетом этого дебит добывающей скважины равен 16 9 - 0 625 10 56 т / сут. Этот дебит пропорционально увеличивается при осуществлении контролируемого повышения пластового давления на 15 ат и депрессии от 65 до 80 ат. При применении глубокой перфорации нефтяных пластов дебит дополнительно увеличивается в 1 2 раза. При применении стационарного электронагрева нефтяных пластов дебит дополнительно увеличивается в 1 2 раза.  [13]

Приемистость нагнетательных и дебит добывающих скважин в этой группе максимальны, для объекта-полигона средние значения этих величин равны 122 6 и 18 1 т / сут соответственно. Начальное пластовое давление на объекте-полигоне было равно 24 0 МПа, нефть в пласте находится в однофазном состоянии.  [14]

Приемистость нагнетательных и дебит добывающих скважин в этой группе максимальны, для объекта-полигона средние значения этих величин равны 122 6 и 18 1 т / сут соответственно. Начальное пластовое давление на объекте-попигоне было равно 24 0 МПа, нефть в пласте находится в однофазном состоянии.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Начальный дебит - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Начальный дебит - нефть

Cтраница 1

Начальный дебит нефти составляет 851 7 м3 / сут на штуцере d 25 мм. Тепловые аномалии на глубинах 3 850 и 3 890 м связаны с башмаком колоны и НКТ. Как и в предыдущем случае, работающие интервалы наиболее четко проявляются на термограммах, зарегистрированных после остановки скважины.  [1]

Начальные дебиты нефти в основном составляли 3 - 50 т / сутки, редко превышали 100 т / сутки, абсолютно свободные дебиты газа - 295 - 796 тыс. м3 / сутки.  [2]

Начальные дебиты нефти составляли 53 - 150 м3 / сутки. Наибольшие запасы нефти заключают пласты Б1У и БУ1, к которым приурочены пластовые сводовые залежи.  [4]

Начальные дебиты нефти в основном составляли 3 - 50 т / сут, редко превышали 100 т / сут.  [5]

Начальные дебиты нефти составляют 10 - 220 т / сут, газа 10 - 115 тыс. м8 / сут.  [7]

Начальные дебиты нефти составляют 10 - 220 т / сут, газа 10 - 115 тыс. м3 / сут.  [9]

При испытании скважин начальные дебиты нефти достигали 300 - 350 м3 / сутки.  [11]

Таким образом, начальный дебит нефти в 1.8 раза, а текущий в 1.7 раза превышает соответствующие дебиты окружающих ННС. Из скважин с открытыми забоями добыто 44.8 тыс. тонн нефти, в том числе 24.8 тыс. тонн дополнительно.  [12]

Из таблицы видно, что начальные дебиты нефти в ГС в среднем в 4 2 раза выше начального дебита обычных скважин. Накопленная добыча по ГС за 2001 г. в среднем составляет 1 312 т, тогда как по контрольным скважинам - в среднем 144 т, что меньше, чем в ГС, в 9 1 раза.  [13]

Эксплуатационные показателя скважин водопефтяных зон ( начальные дебиты нефти, время появления поды, темпы обводнения, накопленные отборы жидкости, нефти и воды) в начальной и средней стадиях разработки существенным образом отличаются от чисто нефтяных зон ( ЧНЗ) залежей.  [14]

Таким образом, получается, что хотя начальный дебит нефти на пробуренную скважину возрастает, однако с учетом увеличения доли воды и уменьшения доли нефти в суммарном отборе жидкости средний текущий дебит нефти может уменьшаться.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Начальный дебит - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Начальный дебит - нефть

Cтраница 2

Второй по проницаемости нефтяной слой имеет долю в начальном дебите нефти эксплуатационного объекта, равную 0 2667, долю в начальных подвижных запасах нефти этого объекта, равную 0 2, и обладает проницаемостью выше средней проницаемости объекта в 1 333 раза.  [16]

Аналогичные варианты разработки газонефтяной залежи были выполнены и при начальных дебитах нефти, равных 30 т / сут. При увеличении начального дебтгга нефти при наличии такой возможности коэффициенты нефте - и газоотдачи увеличиваются.  [17]

Анализ статистических рядов распределения относительных дебитов нефти показывает, что начальные дебиты нефти 70 % ГС больше дебитов ВС на величину от 1 1 до 11 %, текущие дебиты 69 % ГС - до 16 раз, средние дебиты 81 % ГС - до 8 раз. От 15 до 21 % ГС имеют превышение дебита в 2 - 3 раза, 12 - 20 % ГС - в 3 - 6 раз, 4 - 5 % ГС - более 6 раз. Соответственно 26 %, 29 % и 18 % ГС имеют начальные, текущие и средние дебиты нефти меньше, чем ВС.  [18]

В результате обобщения данных опытной эксплуатации 6-ти скважин был принят начальный дебит нефти QH 40 т / суг.  [19]

На рис. 48 приведены графики распределения дополнительных скважин по их относительному начальному дебиту нефти за 1974 - 1978 гг. по зонам их разбуривания. Для их построения вычислены средние дебиты по всем дополнительным скважинам отдельно за каждый год эксплуатации и определены отношения дебитов каждой скважины за соответствующие годы. По рисунку следует, что от 72 % ( в полосе) до 86 % ( в нагнетательном ряду) скважин работают с дебитами, меньшими, чем средняя величина; при этом дебиты около 40 % скважин в полосе и зоне отбора и 55 % скважин в нагнетательном ряду находятся в интервале от 0 до 25 % среднего дебита.  [21]

Все скважины, введенные в эксплуатацию в начальный период разработки в повышенной части залежи, имели начальные дебиты нефти до 300 т / сутки и фонтанировали в течение 2 - 3 лет. Фронтального продвижения контурных вод в процессе разработки не наблюдалось, хотя водопроявле-ния отмечались в скважинах как приконтурной, так и присбросовоп зон. Эти водопроявления, по-видимому, связаны с движением пластовых вод по отдельным пропласткам, а возможно, также с проникновением воды из водоносного горизонта ПКз. Именно этим можно объяснить более высокую обводненность скважин повышенной части залежи по сравнению с приконтурными.  [22]

В период с 1996 - 2001 годы на месторождении пробурено и введено в эксплуатацш 23 ГС Начальный дебит нефти одной ГС за первый год эксплуатации составил 9.7 т / cyi тогда как начальный дебит окружающих ННС составил 4.4 т / сут. Таким образол начальный дебит нефти ГС в 2.2 раза, а текущий в 4.7 раза превышает соответствующи дебиты окружающих ННС.  [23]

Итак, уже имеются в наличии достаточно большие разведанные запасы высоковязкой нефти, где скважины дают хорошие начальные дебиты нефти и где надо обеспечить удовлетворительную нефтеотдачу пластов, чтобы хорошие дебиты скважины давали достаточно долго, чтобы добытая нефть окупала все производимые экономические затраты и давала прибыль.  [24]

Дальнейший расчет динамики добычи нефти и воды по каждой добывающей скважине выполняется с учетом ее величин начального дебита нефти, начальных извлекаемых запасов нефти, расчетной послойной неоднородности по проницаемости и коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющей воды.  [25]

Все данные расчетов переводят в относительные величины: текущие дебиты нефти и воды переводят в доли от начальных дебитов нефти; текущее число работающих скважин - в доли от начального числа, время разработки для различных шагов - в доли от общего времени.  [26]

Таким образом, результаты исследований применительно к рассматриваемым параметрам слоисто-неоднородного пласта показывают, что горизонтальные скважины превосходят вертикальные скважины за счет больших начальных дебитов нефти и соответственно сокращения срока разработки месторождения. Однако горизонтальные скважины могут проигрывать вертикальным скважинам по величине КИН. Кроме того, в системах заводнения пласта имеет значение место расположения горизонтальной скважины в разрезе пласта. В процессах вытеснения одного флюида другим вертикальные скважины менее, чем горизонтальные, чувствительны к степени анизотропии пропластков по проницаемости.  [27]

Залежи в подсолевых горизонтах имеют значительно меньшие эффективные мощности порядка 12 - 35 м, глубины залегания 3000 - 3200 м и начальные дебиты нефти до 400 т / сут. Залежи как в подсолевых, так и в межсолевых отложениях чисто нефтяные, нефти недонасыщены газом, и газовый фактор не превышает 210 м3 / сут. Режим залежей в задонском горизонте упруго-водонапорный, а в семилукском и воронежском - водонапорный.  [29]

Муравленковское, Вынгапуровское) в 1988 г. Эти величины в какой-то степени зависят от выбранных начальных условий ( геолого-физической характеристики объекта, начальный дебит нефти, удельные расходы кислотного раствора) и ряда других причин. Наиболее важными из них следует считать: недостаточно дифференцированный подход к выбору объектов воздействия с учетом особенностей коллекторов, а также некоторые отклонения от установленной технологии обработок.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

РуссНефть получила дебит в 100 т/сутки нефти из баженовских отложений с использованием технологии Slickwater // Добыча // Новости

РуссНефть в ходе испытаний отложений баженовской свиты получила дебит нефти около 100 т/сутки на  Средне-Шапшинском месторождении.

Об этом 4 августа 2017 г сообщает компания.

 

При испытании скважины был выполнен «гибридный» гидроразрыв пласта (ГРП) с использованием технологии slickwater.

В результате был получен устойчивый фонтанирующий приток нефти.

 

РуссНефть запустила пилотный проект по строительству скважин на Средне-Шапшинском месторождении для изучения Баженовской свиты в марте 2017 г.

В 2017 г компания намерена пробурить на месторождении 16 новых скважин на 3х кустовых площадках.

 

Продуктивность отложений свиты напрямую связана с аномально высоким пластовым давлением (АВПД), которое, если по простому, обусловлено отсутствием первичной миграции углеводородов в традиционные пласты-коллекторы.

А вообще, АВДТ - давление, действующее на содержащиеся в поровом пространстве породы флюиды (воду, нефть, газ), величина котороговыше нормального (гидростатического), обычно приравненному к давлению столба пресной воды плотностью 103 кг/м3, по высоте равного глубине пласта в точке замера.

 

Компания планирует продолжить бурение скважин на бажен. 

Ресурсы баженовской свиты на Средне-Шапшинском месторождении оцениваются в 40 млн т. 

Запасы баженовской свиты относятся к категории нетрадиционных и залегают на глубине до 3 тыс м. 

 

В течение 5 лет компания намерена вовлечь в промышленную разработку около 50 млн т трудноизвлекаемых запасов нефти (ТРИЗ).

Средне-Шапшинская группа месторождений расположена на юге крупнейшего Приобского нефятного месторождения в Ханты - Мансийском автономном округе (ХМАО).

Лицензия на разработку достаточно небольших Средне-Шапшинского и Верхне - Шапшинского участков недр принадлежит дочке РуссНефти - Аки-Отыр.

Компания М.Гуцериева приобрела право на разработку этих активов в 2014 г, поглотив Ханты-Мансийскую нефтяную компанию и Назымскую нефтегазоразведочную экспедицию, взяв на себя убытки  678 млн руб и 245 млн руб, соответственно.

Дело того стоило, извлекаемые запасы участков недр оценивались в 100 млн т.

 

ГРП является хорошо моделируемой технологией, при которой после бурения в пласт закачивается жидкость под высоким давлением, разрушая горные породы сланца для выпуска нефти и газа.

Вязкоупругие буровые флюиды и флюиды для воздействия на пласт могут быть на водной или масляной основе. 

Упругость в данном случае - это мгновенная деформация материала на приложенное напряжение, и мгновенное возвращение материала в недеформированное равновесное состояние после прекращения воздействия.

Вязкость - непрерывная деформация метриала, возникающую от приложенного напряжения,даже после прекращения воздействия.  

Базовые буровые флюиды и флюиды для воздействия на пласт для ГРП могут быть различными, включая воду и добавки: пену, масло и кислоту, которые способствует снижению потерь на трение проппанта о стенки скважины.

Наиболее распространенной жидкостью для ГРП при добыче сланцевого газа является «скользкая вода» (slickwater), где почти 99,5% составляют вода и песок, а остальное – ряд химических добавок, понижающих трение. 

 

Нефтяники часто используют такие технологии с использованием Slick Water и гибридый ГРП.

Обе технологи хорошо зарекомендовали себя при добыче сланцевой нефти.

Главное их отличие от обычного ГРП заключается в выполнении высокоскоростной закачки жидкости в пласт, что позволяет создавать вместо одной трещины на каждой стадии гидроразрыва сеть трещин и существенно расширить стимулируемый объем пласта.

 

Гибридный ГРП – технология проведения ГРП, которая подразумевает использование комбинаций технологических жидкостей с различными свойствами для обеспечения наибольшей эффективности закачки.

В данном случае на начальной стадии использовалась обычная пластовая вода с понизителем трения, затем с целью наиболее эффективного закрепления трещин применялись вязкие гелирующие системы.

 

Обсудить на Форуме 

neftegaz.ru

Дебит скважины - Википедия

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

(перенаправлено с «»)Текущая версия страницы пока не проверялась опытными участниками и может значительно отличаться от версии, проверенной 14 апреля 2016; проверки требует 1 правка. Текущая версия страницы пока не проверялась опытными участниками и может значительно отличаться от версии, проверенной 14 апреля 2016; проверки требует 1 правка. Не путать с дебетом в экономике.

Де'бит (фр. debit — сбыт, расход) — объём жидкости (воды, нефти) или газа, стабильно поступающий из некоторого естественного или искусственного источника в единицу времени. Дебит является интегральной характеристикой источника (буровой скважины, трубы, колодца и т. п.), определяющей его способность генерировать продукт, при заданном режиме эксплуатации, зависящей от его связей с прилегающими нефте-, газо- или водоносными слоями, истощения этих слоёв, а также сезонных колебаний (для грунтовых вод).

Дебит жидкости выражается в л/с или м³/с, м³/ч, м³/сут; газа — в м³/сут.

Де'бит сква́жины — объём продукции, добываемой из скважины за единицу времени (секунду, сутки, час и др.). Может характеризовать добычу нефти, газа, газоконденсата, воды.

  • Дебит нефтяных скважин измеряется в кубических метрах либо тоннах в единицу времени (м³/час, м³/сутки).
  • Дебит газовых скважин измеряется в тысячах кубических метров в единицу времени (тыс. м³/час, тыс. м³/сутки).
  • Дебит газоконденсатных скважин измеряется в тоннах в единицу времени (тонн/час, тонн/сутки).
  • Дебит водных скважин измеряется в кубических метрах в единицу времени (м³/с, м³/час, м³/сутки).

Используются понятия:

  • дебит конкретной скважины;
  • средний дебит скважины (рассчитывается как суточная добыча группы скважин (месторождения, объекта разработки) по отношению к количеству добывающих скважин).

Литература[ | ]

См. также[ | ]

encyclopaedia.bid