Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Дебит газа дебит нефти


дебит газа - это... Что такое дебит газа?

  • Дебит скважины — ► output (rating) of well, well production Количество продукции, которое получается из скважины в единицу времени. Нефть всегда имеет своим спутником нефтяной газ, выделяющийся из нефти при выходе ее на поверхность. Поэтому различают дебит нефти… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • ДЕБИТ — (фр.). В комерч. деле: сбыт, быстрая и легкая продажа. Дебит рек: расход воды в реке. Словарь иностранных слов, вошедших в состав русского языка. Чудинов А.Н., 1910. дебит ( фр. debit сбыт, расход) количество воды, нефти, газа, даваемое… …   Словарь иностранных слов русского языка

  • Дебит —         (от франц. debit сбыт, расход * a. discharge, flow rate, yield, production rate; н. Forderrate, Zufluβrate, Entnahmerate, Ergiebigkeit; ф. debit; и. caudal de un pozo, rendimiento de un sondeo) объём жидкости (воды, нефти) или газа,… …   Геологическая энциклопедия

  • ДЕБИТ — (от франц. debit сбыт расход), объем жидкости (воды, нефти) или газа, поступающих из естественного или искусственного источника (буровой скважины, трубы, колодца и т. п.) в единицу времени. Дебит жидкости выражается в л/с или м&sup3/с, м&sup3/ч,… …   Большой Энциклопедический словарь

  • дебит — а, м. débit m. един. Произношение, речь, выговор. Она описала его <преподавателя музыки> наружность, восторгалась его débit , прибавила, что он в сущности soulard и canaille , что он обирает всех своих учениц. Бобор. Солидн. добродетели.… …   Исторический словарь галлицизмов русского языка

  • ДЕБИТ — [дэ], дебита, муж. (франц. debit) (тех.). Количество воды, газа или какой нибудь энергии, даваемой источником в определенный промежуток времени. Толковый словарь Ушакова. Д.Н. Ушаков. 1935 1940 …   Толковый словарь Ушакова

  • ДЕБИТ — ДЕБИТ, а, муж. (спец.). Количество воды, нефти или другой жидкости, а также газа, поступающее из источника в определённый промежуток времени. Д. нефтяной скважины. | прил. дебитный, ая, ое. Толковый словарь Ожегова. С.И. Ожегов, Н.Ю. Шведова.… …   Толковый словарь Ожегова

  • Дебит нефтяной скважины — Дебит скважины: количество продукции нефтяной скважины, полученное в течение суток... Источник: ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ. ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА ИЗВЛЕКАЕМОЙ ИЗ НЕДР НЕФТИ И НЕФТЯНОГО ГАЗА. ОБЩИЕ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ И… …   Официальная терминология

  • дебит общего отбора — (газа, нефти и воды из коллектора) [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN voidage rate …   Справочник технического переводчика

  • ДЕБИТ — количество воды, нефти, газа, даваемое источником, буровой скважиной, колодцем и т. п. в единицу времени. Д. обычно измеряют в литрах, кубических метрах или тоннах в секунду, в минуту, час, сутки …   Большая политехническая энциклопедия

  • technical_translator_dictionary.academic.ru

    Вычисленный дебит - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

    Вычисленный дебит

    Cтраница 1

    Вычисленный дебит должен попадать в интервал оптимального режима работы данного насоса по паспортной характеристике.  [1]

    Вычисленный дебит скважины запоминается как значение ее дебита ( 2, при работе первого клапана. Для этого дебита вычисляются и запоминаются значения устьевого и забойного давлений, а также давление в поднимающемся потоке около первого клапана.  [2]

    Вычисленный дебит газа, основанный на распределении допустимых дебитов нефти, отличается на 1 5 % от значения, основанного на распределении дебитов нефти по данным исследований. Возможны и большие расхождения с вычисленным дебитом газа.  [3]

    Сравнивая вычисленные дебиты взаимодействующих скважин с фактически наблюденными, замечаем их близкое сходство.  [4]

    На основании вычисленного дебита находим теперь q 2 3 - 10 мэ / с 19 9 мэ / сут. Исходя из проделанных вычислений, а также используя данные, характеризующие процесс разработки и способ воздействия, можно в каждом конкретном случае делать выводы об экономической обоснованности проведения мероприятий по обработке призабойной зоны.  [6]

    Здесь следует отметить, что вычисленный дебит, по-видимому, не точно совпадает с истинным, поскольку, во-первых, нет полной уверенности в том, что истечение было критическим, во-вторых, отношение наружного давления к давлению на устье несколько больше 0 5, в-третьих, давление измерялось не на самом устье, как требуется при использовании формулы ( IV. Тем не менее, поскольку дебит фонтанирующей скважины возможно было определить аналитически, удалось оценить точность акустического метода. Измерения заключались в регистрации общего уровня шума, производимого газом, выходящим из скважины.  [7]

    Поскольку формулы описывают радиальную фильтрацию-в пласте, то в них необходимо подставлять значение вязкости нефти при пластовых условиях, то есть при пластовых температуре и давлении с учетом соответствующего количества растворенного газа. Вычисленный дебит q ( объемный расход жидкости) также получается при пластовых условиях. Для перевода дебита к нормальным поверхностным условийм необходимо вычисленный дебит разделить на объемный коэффициент пластовой жидкости.  [8]

    Поскольку формулы описывают радиальную фильтрацию в пласте, то в них необходимо подставлять значение вязкости нефти при пластовых условиях, то есть при пластовых температуре и давлении с учетом соответствующего количества растворенного газа. Вычисленный дебит q ( объемный расход жидкости) также получается при пластовых условиях. Для перевода дебита к нормальным поверхностным условиям необходимо вычисленный дебит разделить на объемный коэффициент пластовой жидкости.  [9]

    Добыча воды и газа вычислена по средним значениям содержания воды в продукции и газового фактора, полученным при исследованиях скважин. Вычисленный дебит воды использован для распределения замеренного дебита воды по скважинам. Вычисленный дебит газа был суммирован для получения дебита газа по парку в целом.  [10]

    Вычисленный дебит газа, основанный на распределении допустимых дебитов нефти, отличается на 1 5 % от значения, основанного на распределении дебитов нефти по данным исследований. Возможны и большие расхождения с вычисленным дебитом газа.  [11]

    Добыча воды и газа вычислена по средним значениям содержания воды в продукции и газового фактора, полученным при исследованиях скважин. Вычисленный дебит воды использован для распределения замеренного дебита воды по скважинам. Вычисленный дебит газа был суммирован для получения дебита газа по парку в целом.  [12]

    Поскольку формулы описывают радиальную фильтрацию-в пласте, то в них необходимо подставлять значение вязкости нефти при пластовых условиях, то есть при пластовых температуре и давлении с учетом соответствующего количества растворенного газа. Вычисленный дебит q ( объемный расход жидкости) также получается при пластовых условиях. Для перевода дебита к нормальным поверхностным условийм необходимо вычисленный дебит разделить на объемный коэффициент пластовой жидкости.  [13]

    Поскольку формулы описывают радиальную фильтрацию в пласте, то в них необходимо подставлять значение вязкости нефти при пластовых условиях, то есть при пластовых температуре и давлении с учетом соответствующего количества растворенного газа. Вычисленный дебит q ( объемный расход жидкости) также получается при пластовых условиях. Для перевода дебита к нормальным поверхностным условиям необходимо вычисленный дебит разделить на объемный коэффициент пластовой жидкости.  [14]

    Выявим сначала влияние давления. Применив уравнение Пирса и Раулинса, лежащее в основе замера дебита по их способу и говорящее, что дебит прямо пропорционален Рс2 - - Р Л мы заключаем, что, если при Рс94 2 ати скважина в открытом состоянии дает 670 000 м3 / сутки, то при Рс106 9 ати и прочих одинаковых условиях скважина должна дать 862 836 м3 / су тки. Но так как на V пласте глубина скважины немного больше, это немного уменьшит вычисленный дебит. Скважина на V пласте дала вдвое больше.  [15]

    Страницы:      1    2

    www.ngpedia.ru

    дебит газа - это... Что такое дебит газа?

  • дебит газа — расход газа — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность Синонимы расход газа EN gas flow rate …   Справочник технического переводчика

  • Дебит скважины — ► output (rating) of well, well production Количество продукции, которое получается из скважины в единицу времени. Нефть всегда имеет своим спутником нефтяной газ, выделяющийся из нефти при выходе ее на поверхность. Поэтому различают дебит нефти… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • ДЕБИТ — (фр.). В комерч. деле: сбыт, быстрая и легкая продажа. Дебит рек: расход воды в реке. Словарь иностранных слов, вошедших в состав русского языка. Чудинов А.Н., 1910. дебит ( фр. debit сбыт, расход) количество воды, нефти, газа, даваемое… …   Словарь иностранных слов русского языка

  • Дебит —         (от франц. debit сбыт, расход * a. discharge, flow rate, yield, production rate; н. Forderrate, Zufluβrate, Entnahmerate, Ergiebigkeit; ф. debit; и. caudal de un pozo, rendimiento de un sondeo) объём жидкости (воды, нефти) или газа,… …   Геологическая энциклопедия

  • ДЕБИТ — (от франц. debit сбыт расход), объем жидкости (воды, нефти) или газа, поступающих из естественного или искусственного источника (буровой скважины, трубы, колодца и т. п.) в единицу времени. Дебит жидкости выражается в л/с или м&sup3/с, м&sup3/ч,… …   Большой Энциклопедический словарь

  • дебит — а, м. débit m. един. Произношение, речь, выговор. Она описала его <преподавателя музыки> наружность, восторгалась его débit , прибавила, что он в сущности soulard и canaille , что он обирает всех своих учениц. Бобор. Солидн. добродетели.… …   Исторический словарь галлицизмов русского языка

  • ДЕБИТ — [дэ], дебита, муж. (франц. debit) (тех.). Количество воды, газа или какой нибудь энергии, даваемой источником в определенный промежуток времени. Толковый словарь Ушакова. Д.Н. Ушаков. 1935 1940 …   Толковый словарь Ушакова

  • ДЕБИТ — ДЕБИТ, а, муж. (спец.). Количество воды, нефти или другой жидкости, а также газа, поступающее из источника в определённый промежуток времени. Д. нефтяной скважины. | прил. дебитный, ая, ое. Толковый словарь Ожегова. С.И. Ожегов, Н.Ю. Шведова.… …   Толковый словарь Ожегова

  • Дебит нефтяной скважины — Дебит скважины: количество продукции нефтяной скважины, полученное в течение суток... Источник: ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ. ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА ИЗВЛЕКАЕМОЙ ИЗ НЕДР НЕФТИ И НЕФТЯНОГО ГАЗА. ОБЩИЕ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ И… …   Официальная терминология

  • дебит общего отбора — (газа, нефти и воды из коллектора) [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN voidage rate …   Справочник технического переводчика

  • ДЕБИТ — количество воды, нефти, газа, даваемое источником, буровой скважиной, колодцем и т. п. в единицу времени. Д. обычно измеряют в литрах, кубических метрах или тоннах в секунду, в минуту, час, сутки …   Большая политехническая энциклопедия

  • dic.academic.ru

    СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТОВ НЕФТИ, ПОПУТНОГО ГАЗА И ВОДЫ

    Предлагаемое изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для определения дебитов нефти, воды и попутного нефтяного газа (или газового фактора) как передвижными, так и стационарными замерными установками.

    Известно, что для контроля за разработкой нефтяных месторождений применяются автоматизированные групповые замерные установки стационарного типа или передвижные замерные установки. Для измерения дебитов нефти, газа и воды известен способ, основанный на определении скорости заполнения поочередно двух измерительных емкостей и их последующего опорожнения [1]. По времени заполнения емкостей определяется дебит водонефтяной смеси, а по скорости опорожнения емкостей определяют расход газовой фазы. Обводнение нефти или дебит воды определяют по разности коэффициента отражения электромагнитных волн по высоте столба жидкости в цилиндре в момент его заполнения.

    Способ обладает недостатком, который состоит в том, что при измерениях в жидкости, заполняющей цилиндрическую емкость, присутствуют диспергированные водная и газовая фазы в виде капель и пузырей, что приводит к значительной погрешности измерений. Кроме того, в нефтяной фазе остается достаточное количество растворенного попутного газа, который не выходит из нефти при рабочем давлении (обычно давлении напорного коллектора) и поэтому не может быть учтено в расчетах газового фактора нефти или дебита газа.

    В известной установке для определения дебита продукции скважины [2] дебит воды определяется по известным плотностям нефти и воды и гидростатическому давлению столба жидкости в измерительном цилиндре. В момент достижения верхнего уровня в измерительной емкости датчики подают сигнал на переключение потока в другую емкость и измерение гидростатического давления, по которому определяется средняя плотность жидкости. По ранее известным плотностям нефти и воды рассчитывается содержание воды в объеме жидкости.

    Способ измерения, по которому работает установка, имеет существенную погрешность из-за присутствия в объеме нефти части как свободного диспергированного, так и растворенного газа.

    Наиболее близкими по технической сущности к заявленному изобретению являются способ и устройство для измерения дебита нефти [3]. Способ включает подачу газо-водо-нефтяной смеси в измерительную емкость, разделение ее на газ и водонефтяную смесь (ВНС), представляющую собой эмульсию, измерение дебита ВНС по скорости заполнения калиброванной части этой емкости и слива ВНС с периодичностью, определяемой интенсивностью подачи продукции конкретной скважиной, расчет доли воды и доли нефти в жидкостной фазе этой продукции по измеренному значению плотности ВНС и известным значениям плотности пластовой воды и дегазированной нефти, и последующий расчет дебита нефти. Кроме калиброванной части измерительной емкости, с заданной периодичностью заполняют ВНС отстойную камеру, выдерживают в ней некоторое количество времени, после чего измеряют плотность отстоявшейся ВНС с последующим опорожнением этой камеры.

    Способ обладает теми же недостатками, связанными с необходимостью измерения плотности смеси для расчета содержания воды в объеме замеренной емкости. Кроме того, способ не позволяет определять газовый фактор нефти.

    Целью заявляемого изобретения является повышение точности измерения и определение газового фактора нефти с учетом растворенного газа.

    Поставленная цель достигается тем, что в известном способе, включающем в себя заполнение до максимального уровня через открытый входной кран измерительной емкости скважинной продукцией, предварительно обработанной деэмульгатором, измерение дебита водонефтяной смеси по скорости заполнения калиброванной емкости от минимального до максимального уровней, откачку смеси насосом в коллектор из нижней части емкости для последующих измерений, после достижения уровнем водонефтяной смеси максимального положения производится закрытие входного крана емкости и выдержка для сепарации свободного газа из жидкости, далее определяют дебит водонефтяной смеси по скорости заполнения емкости продукцией и объему сепарированной жидкости, после чего производят открытие входного крана и вытеснение продукции из емкости в коллектор в течение периода, равного времени предыдущего заполнения емкости продукцией скважины, и по истечении этого периода синхронно перекрывают входной и выходной краны емкости, открывают дополнительную сливную линию в верхней части емкости и через нее производят постепенный отбор газовой среды и закачку ее в коллектор компрессором, при этом отбор газовой фазы осуществляют через редуктор давления, понижающий давление на приеме компрессора до атмосферной величины, а дебит попутного газа определяют по подаче компрессора, времени снижения давления газа в калиброванной емкости до атмосферной величины и объему емкости, занятой к этому моменту газовой фазой, причем дебит воды определяют по времени заполнения и установившимся после дегазации нефти и расслоения водонефтяной смеси уровням раздела «газ-нефть» и «нефть-вода», после чего насосом откачивают жидкости из нижней части емкости в коллектор при закрытом входном кране для последующего измерения.

    На фиг.1 представлена схема осуществления способа. В коллекторе 1, через который производится откачка продукции скважины, установлена разрывная задвижка 2. Перед задвижкой 2 в коллектор подведена приемная линия 3 замерной установки со входным краном 4. Линия 3 соединяет коллектор с калиброванной измерительной емкостью 5, в которой размещены датчики 6 и 7 межфазных уровней «газ-нефть» и «нефть-вода». Верхняя часть емкости через линию 8, выходной кран 9 и обратный клапан 10 соединена с коллектором 1 после задвижки 2. Нижняя часть емкости 5 также соединена с коллектором через кран 11, насос 12 и обратный клапан 10. Параллельно с линией 8 к верхней части емкости 5 подведена дополнительная линия 13 с краном 14, манометрами 15, 16, понижающим редуктором 17, поршневым компрессором 18 и обратным клапаном 19. Краны 4, 9, 11 и 14 управляются контроллером 20 по сигналам, подаваемым датчиками 6 и 7. В приемную 3 дозатором 21 дозируется деэмульгатор. Датчики уровней 6 и 7 выполнены из материалов, позволяющих им находится на межфазной поверхности. Материал датчика 7 выбирается промежуточной между нефтью и водой плотности.

    На фиг.2 представлена рабочая характеристика поршневого компрессора, показывающая линейный характер и постоянство расхода газа при заданном перепаде давления на входе и выходе.

    Способ осуществляется следующим образом.

    После предыдущего замера и откачки жидкости насосом 12 из емкости 5 в коллектор 1 давление в емкости 5 будет соответствовать атмосферному значению.

    Для новых измерений производится синхронное открытие кранов 4 и 9, а также закрытие крана 11. Под напором скважинного насоса (на фиг.1 не показан) продукция начнет поступать в емкость 5 через кран 4. Из-за давления в коллекторе газ в емкости 5 будет постепенно сжиматься, повышая давление в самой емкости. Одновременно с поступлением жидкости в емкости 5 начнется сепарация свободной газовой фазы и частичное выделение растворенного газа из поступающей нефти. При достижении давления в емкости 5 давления в коллекторе 1 часть газа будет из верхней части емкости вытесняться жидкостью в коллектор.

    После того как уровень водонефтяной смеси в емкости 5 достигнет максимального значения датчик 6 подает сигнал в контроллер 20 на закрытие крана 4. После этого сепарация свободного газа и жидкости будет продолжаться и уровень раздела «газ-нефть» будет частично снижаться. После того как этот уровень стабилизируется и не будет изменяться во времени производится регистрация положения датчика 6 для последующего расчета дебита водонефтяной смеси по времени наполнения емкости и окончательному уровню раздела «газ-нефть».

    Далее контроллер подает команду на открытие крана 4. Новая порция продукции скважины начнет поступать в емкость 5 под давлением коллектора и вытеснять ранее поступившую продукцию в коллектор через кран 9 и обратный клапан 10.

    Вытеснение новой порцией продукции из емкости 5 производится за период, равный времени предыдущего заполнения емкости продукцией. По истечении этого периода производится закрытие кранов 4 и 9 и открытие крана 14 дополнительной линии 13. При этом включается компрессор 18 и начнется постепенная откачка газа из верхней части емкости 5 в коллектор через обратный клапан 19. Редуктор 17 настраивается таким образом, что давление после него остается строго атмосферным, что контролируется манометрами 15 и 16. Компрессор при этом с одной стороны выполняет функцию органа, принудительно закачивающего газ из емкости в коллектор 1. С другой стороны, компрессор одновременно выполняет функцию расходомера газа, имея ввиду его строгую рабочую характеристику (фиг.2).

    Откачка газа компрессором продолжается до тех пор, пока давление в емкости 5 не достигнет атмосферного значения, при котором весь растворенный газ выйдет из нефти.

    По достижению атмосферного давления в емкости производится закрытие крана 14, остановка компрессора 18 и дальнейшей контроль за положением межфазных уровней датчиками 6 и 7. После их стабилизации производится регистрация их положения, открытие крана 11 и опорожнение емкости 5 насосом 12 в коллектор 1.

    После опорожнения кран 11 закрывается, а краны 4 и 9 открываются для следующих измерений.

    Регистрация установившихся положений межфазных уровней датчиками 6 и 7 позволяет определить дебит воды по занятым ею объему и времени наполнения емкости.

    Дебит газа определяется произведением подачи компрессора на время откачки газа до момента достижения давления в емкости атмосферного значения. К этому количеству добавляется объем газа, заполнившего верхнюю часть емкости 5 на момент достижения давлением атмосферного значения.

    Газовый фактор нефти рассчитывается как отношение дебита газа (при атмосферном давлении) к дебиту нефти.

    Технико-экономическим преимуществом заявленного способа является высокая точность измеряемых величин и возможность определения газового фактора с учетом растворенного газа.

    Литература

    1. Патент РФ №2082107. Способ определения количества нефти, газа и воды в продукции скважин. Заявл. 18.05.95 г., Опубл. 20.06.97 г.

    2. Патент РФ №2133826. Установка для определения дебита продукции скважины. Заявл. 05.01.98 г., Опубл. 27.07.99 г.

    3. Патент РФ №2236584. Способ и устройство для измерения дебита нефти. Заявл. 17.12.2002 г., Опубл. 20.09.2004 г.

    Способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды нефтяных скважин, включающий в себя заполнение до максимального уровня через открытый входной кран измерительной емкости скважинной продукцией, предварительно обработанной деэмульгатором, измерение дебита водонефтяной смеси по скорости заполнения калиброванной емкости от минимального до максимального уровней, откачку смеси насосом в коллектор из нижней части емкости для последующих измерений, отличающийся тем, что после достижения уровнем водонефтяной смеси максимального положения производится закрытие входного крана емкости и выдержка для сепарации свободного газа из жидкости, далее определяют дебит водонефтяной смеси по скорости заполнения емкости продукцией и объему сепарированной жидкости, после чего производят открытие входного крана и вытеснения продукции из емкости в коллектор в течение периода, равного времени предыдущего заполнения емкости продукцией скважины, и по истечении этого периода синхронно перекрывают входной и выходной краны емкости, открывают дополнительную сливную линию в верхней части емкости и через нее производят постепенный отбор газовой среды и закачку ее в коллектор компрессором, при этом отбор газовой фазы осуществляют через редуктор давления, понижающий давление на приеме компрессора до атмосферной величины, а дебит попутного газа определяют по подаче компрессора, времени снижения давления газа в калиброванной емкости до атмосферной величины и объему емкости, занятой к этому моменту газовой фазой, причем дебит воды определяют по времени заполнения и установившимся после дегазации нефти и расслоения водонефтяной смеси уровням раздела «газ-нефть» и «нефть-вода», после чего насосом откачивают жидкости из нижней части емкости в коллектор при закрытом входном кране для последующего измерения.

    edrid.ru

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

    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]

    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

    www.ngpedia.ru

    Изменение - дебит - нефть

    Изменение - дебит - нефть

    Cтраница 3

    Основным показателем технико-экономической эффективности описанной технологии является увеличение межочистного периода скважины, а также изменение дебита нефти и газа в течение всего периода работы скважины.  [31]

    При помощи фактических данных, полученных при исследовании скважины на различных штуцерах, строят графики изменения дебитов нефти, воды, газа, действующего перепада давления от диаметра устьевого штуцера в системе прямоугольных координат. Полученные кривые анализируют и по характеру изменения дебита нефти, воды и др. определяют рациональный режим работы скважины и соответствующий ему размер штуцера.  [32]

    Формулы изменения дебита жидкости в период разбуривания и после завершения разбуривания нефтяной залежи во всем подобны формулам изменения дебита нефти (11.149) и (11.150), только извлекаемые запасы нефти Q0 заменяются на извлекаемые запасы жидкости Q0 / i - Вср.  [33]

    При выявлении закономерности изменения дебита нефти могут быть использованы методы математической статистики или определяемый расчетным путем коэффициент изменения дебита нефти - отношение величин среднесуточных дебитов последующего и предыдущего месяцев. При этом для учета изменения самого коэффициента изменения дебита вычисляется среднеарифметическое его значение за период в 5 - Ю мес, предшествующих проведению РИР.  [34]

    В цехах добычи нефти и газа или в ЦНИПРах по каждой скважине второй группы ведется наблюдение за изменением дебита нефти или жидкости во времени. Имея произведение За т, на графике из точки на горизонтальной оси, в которой За т равно рассчитанному значению, восставляют перпендикуляр до пересечения с кривой. Разделив начальный дебит нефти qQ на определенное по графику значение 40 / 4 получим значение дебита q, при снижении до которого экономически целесообразно проводить планово-предупредительный ремонт.  [36]

    О нарушении нормальной работы скважины судят по изменению давлений на скважине ( буферного и затрубного) и по изменению дебита нефти, процента воды и песка.  [37]

    Но при этом недостаточно обоснованным является сам подход к оценке эффективности РИР по отключению обводненных интервалов пласта по изменению дебита нефти и воды в единичной скважине. В условиях разработки продуктивных пластов с применением заводнения, т.е. в условиях взаимодействия скважин, изменение дебита одной скважины неизбежно приводит к изменению дебита многих скважин, представляющих единую гидродинамическую систему. Однако количественно учесть взаимодействие скважин при оценке эффективности изоляционных работ в единичной скважине весьма затруднительно. Эффект взаимосвязей скважин определяется большим перечнем факторов, влияние многих из которых в условиях реальных пластов не может быть оценено вообще.  [38]

    Признаком нарушения нормальной работы фонтанирующей сква жины является изменение давления в скважине ( буферного и затруб-ного), а также изменение дебита нефти, процента воды и песка. При установившемся фонтанировании давление на буфере фонтанной арматуры и в затрубном пространстве сохраняется неизменным, - и если случаются отклонения, они бывают незначительными.  [40]

    О нарушении нормальной работы скважины судят по изменению давлений на скважине ( буферного и затрубного), а также по изменению дебита нефти, процента воды и песка. При установившемся фонтанировании давления на буфере и в затрубном пространстве довольно продолжительное время не меняются, а если имеются отклонения, то они незначительны. Всякое же значительное отклонение ( повышение или понижение) свидетельствует о ненормальной работе скважины. Так, например, падение буферного давления и повышение затрубного давления ( при одном ряде труб) указывают на образование песчаной пробки в подъемных трубах или на отложение парафина в них. Значительное снижение давления в затрубном пространстве и на буфере свидетельствует об образовании пробки на забое или о появлении воды, что обнаруживается взятием пробы из струи жидкости. Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита скважины указывает на разъедание штуцера. Если давления на буфере и в затрубном пространстве увеличиваются при резком снижении дебита, это значит, что засорился штуцер или выкидная линия.  [41]

    Существующая закономерность между изменением нефтеводонасыщенно-сти, депрессией на пласт и продолжительностью продувки позволяет сделать вывод о том, что на практике характер изменения дебитов нефти и газа во времени определяется не только фильтрационными свойствами пористой среды и свойствами нефти и газа, но и депрессией на пласт, причем на количественное изменение водо - и нефтенасыщенности влияет форма границы раздела фаз, зависящая в свою очередь также от депрессии.  [42]

    Следовательно, по данным о перемещении контактов и добыче нефти из IV горизонта пористость основной песчаной пачки определяется в 30 %, что соответствует и результатам воспроизведения истории изменения дебитов нефти по скважинам. Воспроизведение истории разработки залежи нефти IV горизонта при заданных фактических дебитах нефти из нефтяного слоя и газа из газовых скважин Анастасиевской площади осуществлено на постоянно действующей электрической модели с ориентацией на изменение положения ГНК во времени.  [43]

    Принимаем, что обработка призабойной зоны скважины считается успешной, если стоимость дополнительно добытой нефти превышает затраты на проведение технологической операции, а ОПЗ считается эффективной, если с учетом изменения дебитов нефти, окружающих взаимодействующих скважин, стоимость общей дополнительно добытой нефти превышает технологические затраты.  [44]

    Регулирование положения ГНК при разработке нефтегазовых залежей должно осуществляться комплексом: следующих основных способов: контролируемым отбором газа из газовой шапки, осуществлением методов заводнения ( для поддержания давления в залежах на опреде - ленном уровне) и изменением дебита нефти ( жидкости) по группам скважин во времени.  [45]

    Страницы:      1    2    3    4

    www.ngpedia.ru

    Дебит - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

    Дебит - нефть

    Cтраница 3

    Дебит нефти на данном участке очень слабо реагирует на увеличение закачки, что видно из кривой R ( xy) z R ( ху max при т 30 месяцев, гу2 ( 30) 0 3 очень слабая статистическая связь, со сдвигом на 30 месяцев.  [31]

    Дебит нефти достигает 140 - 155 т / сут, нефть по своим товарным свойствам несколько лучше нефти из залежи вышележащего пласта.  [32]

    Дебит нефти при испытании ( или при фонтанировании) разведочной скважины является основным показателем промышленных возможностей залежи, ее производительности и в известной степени запасов.  [34]

    Дебиты нефти не более 5 - 15 т / сутки, газа - 15 - 30 тыс. мг / сутки.  [35]

    Дебит нефти в долях амплитудного дебита равен единице минус накопленный отбор нефти в долях введенного в разработку начального извлекаемого запаса нефти.  [36]

    Дебит нефти разрабатываемой нефтяной залежи прямо пропорционален: г) ср - среднему коэффициенту продуктивности и л0 - общему числу скважин.  [37]

    Дебит нефти приведен к пластовым условиям.  [38]

    Дебит нефти в течение 24 ч, предшествующих исследованию скважины, должен быть стабилизирован. Этот стабилизированный дебит не должен сильно отличаться от заданного суточного. Если испытываемая скважина является открывательницей, дебит по возможности не должен сильно отличаться от заданного дозволенного дебита для таких скважин. Все работы по регулированию скважины должны проводиться в течение первых 12 ч ее стабилизированной работы. Весь газ, поступающий из пласта, должен учитываться как добыча газа. Если нефть, попадающая в товарную емкость, имеет очень большую усадку, для измерения количества газа, выделяющегося из раствора, необходимо предусмотреть некоторые специальные средства. Газ, используемый для привода двигателей или на другие цели, необходимо рассматривать как добываемый газ.  [39]

    Дебит нефти как зависимая переменная величина имеет то преимущество, что он всегда точно известен и надежно замеряется. Необходимая конечная точка также легко находится, поскольку по известным или предполагаемым эксплуатационным расходам обычно можно достаточно надежно определить экономически рентабельный дебит, а следовательно, и конечную точку кривой.  [40]

    Дебиты нефти ( начальные) довольно высокие и достигали 100 т / сутки.  [42]

    Дебиты нефти по скважинам постоянно понижаются, причем в начальный период разработки нефть добывается фонтанным способом, а в конце второй стадии скважины обычно переводятся на глубинно-насосную эксплуатацию. С целью предотвращения падения пластового давления и стабилизации отборов нефти в залежах с развитием упруго-водонапорного режима должны быть разработаны меры по поддержанию пластового давления путем закачки воды, газа и воздуха в пласт.  [43]

    Дебиты нефти из них достигали 2000 т / су т ( Октябрьское, Новогрозненское), причем Октябрьское месторождение по запасам нефти и продуктивности скважин снискало себе мировую славу.  [44]

    Дебиты нефти на разных режимах измеряют на групповых замерных установках ( ГЗУ), а дебит газа замеряют с помощью дифманометров или газовых счетчиков.  [45]

    Страницы:      1    2    3    4

    www.ngpedia.ru