Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Кривая падения дебита нефти


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

Кривая - дебит

Cтраница 1

Кривая дебита, как уже отмечалось, является важнейшей характеристикой, по которой оценивается производительность скважины, а также общее сопротивление фильтра и пород в прискважинной зоне.  [1]

Для построения кривых дебита или составления уравнений рекомендуется иметь не менее трех точек.  [2]

Для построения кривых дебита или составления уравнений необходимо иметь не менее трех точек. При гидрогеологических условиях, когда при выходе источника часть воды теряется на подземное растекание, построение кривых дебита и уравнений следует вести с учетом изменения количества растекащейся воды. Необходимо иметь в виду, что характер связи дебита с понижением уровня может меняться в зависимости от меняющейся величины расхода данного источника. Поэтому принятое уравнение может быть справедливо в пределах каких-то понижений и удовлетворять с меньшей степенью точности или совсем не удовлетворять за пределами этих понижений.  [3]

Аналогичный характер кривых дебита по нефти и обводненности наблюдается для большинства реагирующих на ДВВ скважин.  [4]

Для построения кривых дебита по теоретическим формулам, вообще говоря, достаточно располагать данными о дебите скважины при откачке с одним понижением, что на первый взгляд является преимуществом этих формул. Однако теоретические формулы имеют существенный недостаток: при выводе их игнорируются изменения гидравлических условий в водоносном пласте и в скважине, возникающие под влиянием увеличения понижения, в частности, совершенно не учитывается возрастание сопротивления в трубах и в фильтре. Чем больше проектируемое понижение по сравнению с опытным, тем больше погрешность, обусловленная игнорирование. Существенно отметить при этом, что ошибка происходит в невыгодную для проектировки сторону, именно влечет завышение проектного дебита скважины.  [5]

В реальных условиях кривые дебита, построенные по опытным данным, в очень многих случаях не совпадают с теоретическими кривыми.  [7]

К эмпирическим формулам относятся уравнения кривых дебита, предложенные Дюпюи, Смрекероы и Аль-товским. Эти формулы выражают зависимость дебита от понижения в общем виде, учитывая совместное влияние на дебит скважины тех изменений гидравлических условий движения воды в грунте и в самой скважине, которые про-исходят при изменении понижения.  [8]

На рис. 40 приведены графики расчетных, кривых дебита нефти по средней скважине каждого из выделенных участков, воспроизводящих фактические кривые дебитов.  [9]

Вопрос о допустимой экстраполяции опытных данных по кривым дебита и графикам срезок решается в зависимости от конкретных гидрогеологических условий, конструкций скважин, технических средств откачки и других факторов. Нередко принимаемые на практике пределы экстраполяции ( 1 5 - 3) 5ф ( где 5ф - понижение уровня, фактически достигнутое при откачках) могут быть расширены, а расчеты будут вполне оправданными при более значительном превышении прогнозируемых понижений уровня над опытными.  [10]

С уменьшением дебитов темп падения добычи уменьшается; кривая дебита во времени выполаживается, в связи с чем коэффициенты падения по абсолютному значению увеличиваются, приближаясь к единице.  [11]

По данным о дебите при различных понижениях строится кривая дебита или составляется уравнение дебита.  [13]

На рис. 39 приведено сопоставление расчетных и фактической кривых дебита нефти по средней скважине Анастасиев-ской площади для четырех вариантов значений параметров kr, кит. Отметим, что от величины проницаемости пласта в основном зависит местоположение расчетной кривой дебита по ординате, а от величины пористости - темп падения дебита.  [14]

По данным о дебите при различных понижениях строят кривую дебита или составляют уравнение дебита.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Падение - дебит - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Падение - дебит

Cтраница 4

На основании вычисленного среднемесячного коэффициента падения дебита за прошлое время строят кривую падения дебита на последующее время.  [47]

Статистический метод основан на изучении падения дебита скважин в процессе эксплуатации и используется для подсчета остаточных запасов при наличии нескольких скважин, действующих не менее года.  [48]

Для целей подсчета запасов необходимо различать падение дебита, вызванное изменением пластовых условий, от падения, связанного с изменением забойных условий скважины или с повреждением эксплуатационного оборудования.  [49]

По мере исчерпания запасов нефти наблюдается естественное падение дебита залежи. Но нередко предприятия, потребляющие нефть, оказываются особенно заинтересованными в стабильном дебите той или иной залежи. Это можно объяснить ценными свойствами нефти или географическим положением залежи, или тем, что предприятиям, использующим и перерабатывающим нефть, свойственна стабильная работа, и требования стабильности добычи распространяются на нефтедобывающее предприятие.  [50]

Разгазирование нефти не может служить причиной падения дебита жидкости, поскольку на пласте Ю1 Оленьего месторождения текущее пластовое давление больше давления разгазирова-ния.  [51]

Темпы падения пластовых давлений определяют темпы падения дебитов газовых скважин, продолжительность периода бескомпрессорной эксплуатации, изменение во времени мощности холодильных установок и компрессорной станции.  [52]

Кривая дебит - накопленный отбор при гармоническом падении дебита становится прямолинейной на полулогарифмической бумаге. Тогда номинальный темп падения дебита равен дебиту, умноженному на тангенс угла наклона.  [53]

Теоретически возможная величина добычи нефти определяется темпом падения дебита и продолжительности эффекта.  [54]

По данным корреляционной таблицы определяются месячные коэффициенты падения дебитов ( путем вычитания логарифма числового значения предыдущего.  [56]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Резкое снижение дебита нефти | Геолого-технические мероприятия (ГТМ)

Jfk wrote:

Начальник,Обычно на репрессии бурят на ойл или сунтетиках. Такие растворы не называют полимерными. Пропант, типа песок туда не добавляют, потому что он сточит все что есть в магистралях и будет осаждаться везде. Вместо пропанта, обязательно составная часть это калматант, обычно карбонат кальция разных фракций, подбирают под коллектор, а потом если вообще есть комплишен в конторе вымывают кислотками либо органическими растворителями. Это по части растворов. А по Вашей практике мне кажется у Вас Газ энвелоп. Т.е. газ выделился еще в пзп недоходя до самой скважины, снизил фазовую по нефти до нельзя и оттеснил нефть. Дальнейшее снижение забойного усугубляла дело. Выход уменьшить депрессию и потихоньку вывод на режим. Такое я встречал на Талинке, на Расташинском. Возможно так.

Я не большой спец по части буровых растворов. На буровой мне всего лишь немного довелось поработать у АКБ и в люльке, сделать несколько раз «вира-майна», затарить цементом несколько смесителей (особый кайф), ну и все такое, что относится к обязанностям помбура. Но этих знаний (и других) мне бы хватило, чтобы понять, что пропант сточит все, что есть в магистралях. Абсурдность мысли заключается в другом, а именно, как раскрыть трещины и эксплуатировать пласт, не давая сомкнуться трещинам (без специальной операции по ГРП). Выше, я предложил раскрывать трещины во время бурения и крепить их (не знаю чем). Может это уже делается, и я немного отстал. Может быть, у нас уже добывают нефть в процессе бурения горизонтальных скважин (бурение на депрессии), что я наблюдал в Канаде. Если это так, то я действительно отстал от прогресса. Что касается выделения газа в призабойной зоне и снижения фазовой по нефти. Согласен, может быть такое. Но, дело в том, что в моем случае, забойное давление выше давления насыщения. Jfk, для чего добавляют в раствор калматант, какую роль он играет? Если это средство от поглощения – это одно, если это средство для крепления раскрытых от репрессии трещин – это то, что надо. Да, речь идет только о карбонатных трещиноватых коллекторах.

www.petroleumengineers.ru

Автоматизировать разбивку по причинам потерь нефти

Матчасть проведенных расчётов мне не знакома, я что-то такое слушал по курсу Экономика ТЭК в университете много лет тому назад. Вот что подсказывает мне остаточная память.

Сначала представим добычу нефти, как произведение факторов.

Например трех,

где

x - дебит жидкости

y - доля нефти в потоке (другими словами 100-обводненность)

z - количество отработанных дней.

Пример по одной скважине,

жидкость 180 м3/сут, доля нефти 0.20, количество дней 26 суток. Месячная добыча нефти = 936 м3.

Однако показатели получены другие,

жидкость 160 м3/сут, доля нефти 0.22, количество дней 14 суток. Месячная добыча нефти = 492.8 м3.

Снижение по добыче нефти 936-498.2=443.2 м3.

Далее фиксируют один изменившийся параметр, а остальные берут первоначальные. Вот что получим.

Фактор жидкости -

План 180 м3/сут, с долей нефти 0.20 и 26 сутками = 936 м3, Факт 160 м3/сут.

Оставляем долю нефти и сутки и считаем добычу при сниженной жидкости 160 * 0.20 * 26 = 832 м3.

Потери добычи за счет жидкости 832 - 936 = -104 м3.

Фактор обводненности -

План 0.20, факт 0.22

Плановая добыча 180 * 0.20 * 26 = 936 м3 (плановая всегда одинаковая)

Добыча за счет фактора обводненности 180 * 0.22 * 26 = 1029.6 м3 (обводненность снизилась).

Потери добычи за счет обводненности 1029.6 - 936 = +93.6 м3

Фактор времени работы - План 26 суток, факт 14 суток. Плановая добыча 936 м3.

Добыча за счет фактора времени работы 180 * 0.20 * 14 = 504 м3.

Потери добычи за счет времени работы 504 - 936 = -432 м3.

При таком подходе, сумма потерь от выделенных факторов (-104) + 93.6 + (-432) = -442.4 м3 не совпадает с действительными потерями, 498.2-936-=-443.2 м3.

Эта разница вызвана не разлагаемым остатком, который вызван комбинацией действий факторов и который мы не можем выделить. Поэтому итоговые цифры пропорционально корректируются.

Коэффициент коррекции в этом примере очень слабый F = -443.2 / -442.4 = 1.00181.

Факторы умножаем на этот коэффициент и получаем следующие потери по факторам,

Жидкость (-104) * 1.00181 = -104.19 м3

Обводненность (+93.6) * 1.00181 = +93.77 м3

Время работы (-432) * 1.00181 = -432.78 м3

Сумма потерь по факторам (-104.19) + (93.77) + (-432.78) = -443.2 теперь совпадает с потерями (ещё бы не совпала).

Можно сравнивать как предыдущий месяц с текущим, так и плановое задание на месяц с фактом.

В вашем случае, запишите добычу нефти как произведение большего количество факторов, разложив дебит жидкости на составляющие.

Допустим,

где J - это продуктивность

P - пластовое давление

Pw - забойное давление

% - обводненность

N - количество отработанных дней.

www.petroleumengineers.ru

Падение - дебит - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Падение - дебит

Cтраница 3

Итак, индекс соотношения падения дебита и давления есть величина индивидуальная. Его нужно определять для каждой отдельной скважины.  [31]

Для определения месячных коэффициентов падения дебита, приведенных в табл. 24, выполняют следующие расчеты.  [32]

Время исследования по кривым падения дебита меньше продолжительности снятия кривой восстановления давления, что исключает возможное влияние изменения режима эксплуатации соседних скважин на точность исследований.  [33]

Для определения месячных коэффициентов падения дебита, указанных в табл. 43, выполняют следующие расчеты.  [34]

Во всех объединениях с падением дебитов скважин себестоимость добычи нефти неизменно возрастает, что свидетельствует о закономерности этого процесса.  [35]

Вторым принципиальным фактором, определяющим падение дебитов по жидкости добывающих скважин, является неоднородность коллектора, приводящая к кинжальным прорывам воды в добывающие скважины.  [36]

В зависимости от конкретных условий падения дебита по действующему фонду скважин при резкой изменчивости дебитов и параметров пласта по месторождению дебиты проектных скважин назначают по аналогии с дебитами ближайших действующих скважин. Падение дебитов в проектных скважинах принимают таким же, как в действующих.  [37]

На рис. 78 показаны темпы падения дебитов после вибро-тшслотных и стандартных обработок. Темпы падения дебитов для скважин, подвергнутых стандартной кислотной обработке, гораздо выше, чем для скважин, подвергнутых виброкислотной обработке.  [39]

В зависимости от конкретных условий падения дебита по действующему фонду скважин при резкой изменчивости деби-тов и параметров пласта по месторождению дебиты проектных скважин назначают по аналогии с дебитами ближайших действующих скважин. Падение дебитов в проектных скважинах принимают таким же, как в действующих.  [40]

Изменение дебита измеряется месячным коэффициентом падения дебита, который при стабилизации дебитов равен единице.  [41]

В зависимости от конкретных условий падения дебита по действующему фонду скважин при резкой изменчивости дебитов и параметров пласта по месторождению дебиты проектных скважин назначаются по аналогии с дебитами ближайших действующих скважин. Падение дебитов в проектных скважинах принимается таким же, как и в действующих.  [42]

В зависимости от конкретных условий падения дебита по действующему фонду скважин при резкой изменчивости деби-тов и параметров пласта по месторождению дебиты проектных скважин назначаются по аналогии с дббитами ближайших действующих скважин. Падение дебитов в проектных скважинах принимается таким же, как и IB действующих.  [43]

В зависимости от конкретных условии падения дебита при резкой изменчивости его и параметров пласта по месторождению дебиты проектных скважин назначаются по аналогии с ближайшими действующими. Падение дебитов в проектных скважинах принимается таким же, как и в действующих.  [44]

В зависимости от конкретных условий падения дебита по действующему фонду скважин при резкой изменчивости дебитов и параметров пласта по месторождению дебиты проектных скважин назначаются по аналогии с ближайшими действующими скважинами.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Прогноз добычи по скважине | Разработка нефтяных и газовых месторождений

kochichiro wrote:

Да тут как раз-таки и наблюдается ситуация аналогичная тому, когда при газлифте происходит срыв подачи из-за переизбытка газа.  Скорее всего да - будет слагиться, но есть вероятность, что и нет. Это надо проверять. Специально реализовывать такой сценарий с установкой газ лифт клапанов, не думаю, что целесообразно. 

kochichiro wrote:

Aidos_kz нужно просто взять гамма-каротаж, который писали после бурения и посмотреть есть ли глинистая перемычка в интервале 2795-2797 м.  Это же карбонаты, глинистых перемычек там как правило нет. Скорее всего пласты разделены плотняком, а это означает, что вероятно наличие гидронинамический связи между ними. Особенно если трещинноватые карбонаты. Даже если нет, при подсчета запасов достаточно консервативно относятся к плотнякам, относя их к неколлектору. Кроме того, наличие газовой шапки или образование вторичной газовой шапки в трещинноватых карбонатах не так критично, как для песчаников. Но это только для трещинноватых и желательно еще бы толщины побольше иметь.

kochichiro wrote:

Если есть, то все пучком. Спускаете НКТ до кровли нижнего интервала (2797 м) ставите пакер. Если верхний интервал вам пока не нужен (некуда газ девать) глушите его путем залива в затруб нефти или полимерного раствора. Если газ нужен эксплуатируйте по затрубу газовый интервал, по НКТ нефтяной. Можно даже будет как vovlad посоветовал извратиться и поставить газлифтные клапана на расчетной глубине, чтобы они по достижении определенного перепада открывались и часть газа из затруба участвовала в подъеме нефти.

Наиболее оптимальным на первый взгляд кажется будет изоляция верхнего пласта и добыча из нижнего, но пока лучше последить за поведением добычи при совместно эксплуатации, смотреть как будет вести себя газовый фактор. Aidoz_kz: Кстати, что у вас там с трещинноватостью? (Хотя, если посмотреть на дебиты, то наверное не очень) 

www.petroleumengineers.ru

Кривая - дебит - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Кривая - дебит

Cтраница 2

Изменение пластового давления от времени pK pK ( t находят по кривой дебитов нефти во времени QH ( 0 для неоднородного пласта, используя линейную зависимость дебита от АЯ.  [16]

В безнапорных водоносных пластах допускаются пределы экстраполяции понижения уровня подземных вод по кривым дебита до 1 5 - 2 0 максимальных понижений 5гоах достигнутых при опытных откачках.  [17]

При гидрогеологических условиях, когда при выходе ключа часть воды теряется на подземное растекание, построение кривых дебита и уравнений следует вести с учетом изменения количества растекающейся воды.  [18]

Схема определения прироста добычи нефти представлена на рис. 35, а, где изображены теоретическая и фактическая кривые дебита скважины. Для подсчета всего прироста добычи нефти в результате применения гидравлического разрыва пластов необходимо по каждой скважине определить: а) фактическую добычу; б) ожидаемую добычу; в) теоретическую добычу за фактическое и ожидаемое время эксплуатации скважины на повышенном дебите.  [19]

Между понижением уровня воды в скважине при откачке и дебитом скважины существует функциональная зависимость, выражаемая так называемой кривой дебита скважины.  [20]

Пока полосы питания, - пишет Малишевский - не захватывают одна другую, дебиты колодцев будут соответствовать кривым дебита, составленным для каждого колодца порознь.  [21]

На чем основана возможность использования гидравлических методов оценки ЭЗПВ. Что характеризуют собой кривые дебита и какие особенности гидрогеологических условий и конструктивных характеристик опробуемых скважин находят в них отражение. В каких условиях для гидрогеологических расчетов может быть применен метод срезок. Какая информация нужна для его применения. На чем основана возможность экстраполяции во времени экспериментальных зависимостей S / ( In /), полученных по данным опытных откачек. Какие ограничения следует учитывать при оценке ЭЗПВ гидравлическими методами.  [22]

Для определения 5 э опытные откачки из скважины проводят минимум с двумя дебитами. По данным этих откачек строится эмпирический график ( кривая дебита) Q / ( 5), который затем используется для графического определения понижения уровня воды в скважине при запроектированном эксплуатационном дебите путем экстраполяции полученной зависимости до проектного расхода. Экстраполяция может выполняться также по аналитическим зависимостям дебита от понижения, установленным эмпирически для различных условий.  [23]

Для построения кривых дебита или составления уравнений необходимо иметь не менее трех точек. При гидрогеологических условиях, когда при выходе источника часть воды теряется на подземное растекание, построение кривых дебита и уравнений следует вести с учетом изменения количества растекащейся воды. Необходимо иметь в виду, что характер связи дебита с понижением уровня может меняться в зависимости от меняющейся величины расхода данного источника. Поэтому принятое уравнение может быть справедливо в пределах каких-то понижений и удовлетворять с меньшей степенью точности или совсем не удовлетворять за пределами этих понижений.  [24]

Это возражение, очевидно, также неправомерно, как и требование о буквальном соответствии между расчетной и фактической кривыми дебита газлифтной скважины.  [25]

Дебиты жидкости практически не ограничиваются. Из рассмотрения фактической кривой ясно видно, что, начиная с марта 1946 г., рассматриваемая группа скважин реагировала на поддержание давления стабилизацией дебита нефти. Начиная с момента реагирования, кривая дебита продолжается вперед в предположении, что процесс не проводится ( линия 2 на фиг. Теоретическое положение кривой определяется коэффициентом естественного падения. Коэффициент естественного падения находится или прямо по фактической кривой от начала ее построения и до начала реагирования, если эта часть кривой была достаточно болыпо. При помощи корреляционных таблиц устанавливают различные величины коэффициентов падения для различных величин дебитов.  [26]

Гидравлические методы оценки эксплуатационных запасов подземных вод основаны на непосредственном использовании данных откачек из скважин или опыта эксплуатации действующих водозаборных сооружений. При этом в качестве расчетных широко используются эмпирические формулы, выбор которых обосновывается данными опыта. Практический расчет водозабора гидравлическим методом сводится к экстраполяции экспериментальных данных по кривым дебита ( графикам зависимости дебита от понижения) или эмпирическим графикам зависимости понижения от времени. Гидравлические методы могут быть использованы и для прогноза изменений качества подземных вод, если в натурных условиях были получены данные о скорости продвижения фронта загрязненных вод и ( или) изменении минерализации и содержании отдельных компонентов. Пределы возможной экстраполяции результатов экспериментов всегда должны быть строго ограничены.  [27]

К - коэффициент проницаемости; у - удельный вес флюида; ц, - абсолютная вязкость флюида; / - градиент напора; F - площадь сечения пласта. Измерения проводятся термокондуктивными и механическими расходомерами. Основной частью термокондуктивного расходомера является нагреваемый электрическим током датчик. Поток жидкости, охлаждая датчик, меняет его сопротивление. Прибор дает лишь качественную картину профиля притока. Для более точных измерений применяется механический расходомер с поточечной регистрацией результатов измерения, основной рабочей частью которого является крыльчатка, вращающаяся под действием потока жидкости. Скорость вращения крыльчатки зависит от скорости потока. Вращательное движение крыльчатки преобразуется в электрические импульсы, которые по кабелю передаются на поверхность. По данным измерений строят кривую дебита или расхода жидкости. Характер профилей притока и расхода позволяет судить о необходимости проведения работ по интенсификации притока, а также несет информацию об эффективной мощности продуктивного пласта.  [28]

К - коэффициент проницаемости; у - удельный вес флюида; ц - абсолютная вязкость флюида; / - градиент напора; Р - площадь сечения пласта. Измерения проводятся термокондуктивными и механическими расходомерами. Основной частью термокоидуктивного расходомера является нагреваемый электрическим током датчик. Поток жидкости, охлаждая датчик, меняет его сопротивление. Прибор дает лишь качественную картину профиля притока. Для более точных измерений применяется механический расходомер с поточечной регистрацией результатов измерения, основной рабочей частью которого является крыльчатка, вращающаяся под действием потока жидкости. Скорость вращения крыльчатки зависит от скорости потока. Вращательное движение крыльчатки преобразуется в электрические импульсы, которые по кабелю передаются на поверхность. По данным измерений строят кривую дебита или расхода жидкости. Характер профилей притока и расхода позволяет судить о необходимости проведения работ по интенсификации притока, а также несет информацию об эффективной мощности продуктивного пласта.  [29]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru