Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Накопленная добыча нефти формула


Накопленная добыча - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Накопленная добыча - нефть

Cтраница 4

На рис. 12 дана зависимость накопленной добычи нефти о накопленного отбора жидкости.  [47]

Чтобы получить формулу для определения накопленной добычи нефти во второй стадии, необходимо проинтегрировать выражение (1.30) для текущей добычи нефти.  [48]

Дифференцируя функцию эксплуатационных расходов от накопленной добычи нефти, получают себестоимость приращения 1 т нефти при любом наперед заданном объеме накопленной добычи нефти. Отношение накопленной добычи нефти, при которой дальнейшее приращение 1 т нефти достигается в условиях предельной себестоимости к геологическим запасам и будет характеризовать-экономически обоснованный коэффициент нефтеотдачи.  [49]

Для данного момента времени устанавливают накопленную добычу нефти и находят соответствующую ей насыщенность.  [50]

За период 2000 - 2004 гг. накопленная добыча нефти составила примерно 1 9 млрд т, а ее уровень увеличивается в 1 5 раза.  [51]

В графе 6 табл. 9 указывается накопленная добыча нефти в процентах от извлекаемых запасов, а в графе 7 - от балансовых.  [52]

В графе 6 табл. 5 указывается накопленная добыча нефти в процентах от извлекаемых запасов, а в графе 7 - от балансовых.  [53]

Текущая обводненность тем больше, чем больше накопленная добыча нефти, что отражает общий характер обводнения коллектора при выработке запасов нефти.  [55]

Основной целью функционирования группы скважин является максимальная накопленная добыча нефти. Такой выбор основного критерия связан с тем, что Приразломное месторождение является морским. Разработка этого месторождения будет проводиться с морской платформы, срок службы которой ограничен приблизительно двадцатью годами. Таким образом, за указанный срок необходимо выработать максимум запасов. Кроме того, рассматривались и другие критерии, а именно: минимум накопленной добычи воды, минимум суммарной потребляемой мощности, минимум суммарного количества НКТ.  [56]

Зависимости текущей обводненности добываемой жидкости от накопленной добычи нефти для обоих вариантов разработки Арланского месторождения показывают, что в первом варианте одинаковая со вторым вариантом суммарная добыча нефти получена при отборе жидкрети с меньшей текущей обводненностью. Зто обстоятельство благоприятно сказалось на экономических показателях разработки по-первому варианту.  [57]

На рис. 3 приводятся результаты расчета накопленной добычи нефти и доли ее в продукции от количества отобранной жидкости.  [58]

Зависимости текущей обводненности добываемой жидкости от накопленной добычи нефти для обоих вариантов разработки Арланского месторождения показывают, что в первом варианте одинаковая со вторым вариантом суммарная добыча нефти получена при отборе жидкости с меньшей текущей обводненностью. Это обстоятельство благоприятно сказалось на экономических показателях разработки по первому варианту.  [59]

На рис. 4.2 приведен график изменения накопленной добычи нефти по ОКБ.  [60]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru

Текущая и накопленная добыча нефти.

⇐ ПредыдущаяСтр 26 из 27Следующая ⇒

Состояние разработки эксплуатационного объекта или его части (пласта, блока, участка) характеризуется такими основными показателями, как текущая годовая (квартальная, месячная) и накопленная добыча нефти, газа, попутной воды.

Изменение в процессе эксплуатации объекта основных (и других) текущих показателей разработки во времени или в зависимости от нефтеизвлечения (газоизвлечения), а также от степени использования извлекаемых запасов принято называть динамикой соответствующих показателей разработки. При анализе разработки эксплуатационных объектов и при обобщении опыта разработки групп эксплуатационных объектов обычно используют годовые показатели.

Основные показатели разработки выражают в абсолютных единицах измерения

(добыча нефти, воды, жидкости в тыс. т,

добыча газа в млн. м3).

Для сравнительного анализа результатов разработки разных эксплуатационных объектов используют выражение этих показателей в относительных единицах: годовую добычу нефти, газа характеризуют темпом разработки, выражая ее в процентах начальных извлекаемых запасов.

Годовой отбор жидкости из нефтяных объектов также выражают в процентах начальных извлекаемых запасов нефти.

Годовую добычу нефти, газа характеризуют, кроме того, темпом отбора остаточных (текущих) извлекаемых запасов, выражая его в процентах остаточных (текущих) запасов.

Относительные отборы добываемой вместе с нефтью воды характеризуются показателем обводненности продукции, оценивающим содержание воды в процентах в отобранном за определенный период количестве жидкости (нефть+вода).

Полученную с начала разработки на определенную дату добычу нефти, газа выражают в процентах начальных балансовых запасов (текущее нефтегазоизвлечение) и в процентах начальных извлекаемых запасов (степень использования извлекаемых запасов).

Может ли обводняться продукция до начала работы системы ППД?

Может и основными причинами являются:

1) Низкая проницаемость, высокая водонасыщенность

2) конусообразование массивных залежей

Зачем нужна система ППД?

Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне.

Эффективная закачка, в первую очередь воды, на новых месторождениях обеспечивает заданную динамику отбора нефти и газа, на старых – замедление темпов ее падения.

Для каких залежей применяется законтурное заводнение?

mykonspekts.ru

Нефть, Газ и Энергетика: Расчет показателей разработки месторождений

          Расчет основных показателей разработки в периоды постоянной и падающей добычи при газовом режиме и равномерном размещении скважин.

 

          Исходные данные:

Qзап =  2000 мрлд.м3;                    - начальные запасы газа

rот =  0,56;                                     - относительная плотность газа

Pнач =  12 Мпа;                              - начальное пластовое давление

Tпл = 308 К;                                  - пластовая температура

DP = 0,3 Мпа;                               - максимально допустимая пластовая депрессия

Qгод = 33 мрлд.м3;                        - темп разработки в период постоянной добычи

А = 0,0012 Мпа2*сут./тыс.м3 

В = 0,00001 (Мпа*сут./тыс.м3)2  - коэффициенты фильтрационных сопротивлений притока газа к забою скважин

tпост =  8 лет;                                 - период постоянной добычи

tпад =  12 лет;                                - период падающей добычи

Kр = 1,15;                                      - коэффициент резерва скважин

Kэ = 0,9;                                        - коэффициент эксплуатации

 

 

Алгоритм расчета:

Для периода постоянной добычи:

          1) Так как в период постоянной добычи годовой отбор газа известен, определяем накопленную добычу по годам по формуле:

,

где Qt – добыча газа в текущем году разработки, мрлд.м3;

 

          2) Определяем пластовое давление в текущем году разработки по формуле:

 

,

где  Pнач – начальное пластовое давление, МПа;

       Zнач – начальный коэффициент сверхсжимаемости;

       Qзап - начальные запасы газа, мрлд.м3;

       Qдобt  - накопленная добыча к году t;

       Zt – коэффициент сверхсжимаемости в году t, определяемый по формуле:

 

,

где Tпл - пластовая температура К;                                  

       Pt – пластовое давление в году t;

       Pкр, Ткр

– соответственно критические давление и температура определяемые по формулам:

 

,

где rот – относительная плотность газа;

 

          3) Определяем забойное давление в каждый год разработки по формуле:

 

 

          4) Определяем дебит одной скважины в текущий год разработки по уравнению притока:

 

                

 

          5) Определим число скважин необходимых для разработки залежи в период постоянной добычи по формуле:

 

 ;

 

 

Факультет разработки нефтяных и газовых месторождений (РГУНГ)

www.tehnik.top

Расчетная добыча - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Расчетная добыча - нефть

Cтраница 1

Расчетная добыча нефти представляет собой входную годовую мощность всех скважин, имеющихся в наличии на начало планируемого года. Она определяется как сумма добычи нефти, полученной из старых скважин Qc ( в году, предшествующем планируемому, и расчетной добычи нефти из новых скважин, введенных в этом же году ( в расчете на полный год при фактически полученных дебитах) С.  [1]

Например, при перспективном планировании по расчетной добыче нефти планируется себестоимость. Если добыча нефти рассчитана неверно, то фактическая себестоимость всегда будет выше планируемой.  [2]

Из табл. 72 следует, что для всех трех площадей величины расчетной добычи нефти ( при гс. Пр 10 - J м расчетная и фактическая добыча близки друг к другу.  [3]

Однако в течение первых 30 месяцев, когда была добыта основная часть запасов нефти, согласованность расчетной добычи нефти с фактической стала неудовлетворительной. Метод Пратса и эмпирический дали несколько лучшую степень согласованности.  [5]

Для буровых предприятий - вновь созданные нефтедобывающие мощности, определяемые или по екважино-суткам пребывания новых скважин у заказчика, или по расчетной добыче нефти из сданных заказчику скважин.  [6]

При этом для определения добычи нефти по переходящему фонду скважин, как отмечалось ранее, используются коэффициенты изменения их годовой производительности, которые представляют собой частное от деления добычи нефти в данном году из переходящих кважин на расчетную добычу нефти при условии, если бы все переходящие скважины работали на полную годовую мощность без снижения дебитов в рассматриваемом году.  [7]

Однако если в условиях водонапорного режима естественные условия благоприятствуют эффективному и полноценному извлечению всех промышленных запасов нефти, то в условиях упруго-водонапорного режима лишь в сравнительно редких случаях удается извлечь промышленные запасы нефти, так как при превышении расчетной добычи нефти происходит смена режима на смешанный режим - режим растворенного газа на разрабатываемой площади и упруго-водонапорный в небольшой полосе, прилегающей к наступающим краевым водам. Это приводит к снижению текущей добычи нефти, сильному растягиванию срока разработки и уменьшению нефтеотдачи.  [8]

Поэтому на первом этапе проектирования при составлении технологических схем разработки нефтяных залежей и месторождений при проектировании добычи нефти возникают заметные или значительные ошибки. Чтобы компенсировать возможные ошибки в сторону снижения расчетной добычи нефти, в расчеты вводят понижающий коэффициент, обеспечивающий 90 % - ную надежность проектной добычи нефти. При осуществлении технологической схемы разработки в 10 случаях из 100 проектная добыча нефти не будет выполнена, а в 90 случаях из 100 проектная добыча нефти будет выполнена и может быть, если в том есть необходимость, заметно или значительно перевыполнена.  [9]

Для обработки фактических промысловых данных и экстраполяции полученных результатов, как правило, используют различные статистические методы прогнозирования показателей разработки нефтяных залежей и конечного коэффициента нефтеотдачи. С помощью различных эмпирических зависимостей ( характеристик вытеснения) представляется возможным находить расчетную добычу нефти и добычу нефти как текущую, так и накопленную на любой момент времени.  [10]

Расчетная добыча нефти представляет собой входную годовую мощность всех скважин, имеющихся в наличии на начало планируемого года. Она определяется как сумма добычи нефти, полученной из старых скважин Qc ( в году, предшествующем планируемому, и расчетной добычи нефти из новых скважин, введенных в этом же году ( в расчете на полный год при фактически полученных дебитах) С.  [11]

По результатам замера и числу часов работы ( эксплуатации) путем теоретического расчета определяют суточный дебит каждой скважины, который затем включают в суточный рапорт эксплуатации скважин и добычи нефти. Но так как суточный дебит отдельных скважин рассчитывается по замерам, длительность которых не превышает обычно 1 - 2 ч, то добыча нефти, установленная расчетным путем, будет отклоняться от фактического количества нефти, поступившей за сутки в сборные резервуары. Это обстоятельство вызывает необходимость уточнять расчетную добычу нефти из отдельных скважин по результатам замеров уровня взлива нефти в сборных резервуарах. Для уточнения суточный дебит отдельной скважины умножают на коэффициент корректива. В табл. V.1 приводится соответствующий цифровой пример.  [12]

На рассматриваемой нефтяной залежи при первоначальном проектировании разработки гидродинамически исследованных скважин было всего 5 % или 10 % от числа проектных скважин. В следующей табл. 3.2 показаны связанные с малым числом исследованных скважин экономические потери. Это вероятные экономические потери, в среднем происходящие в такой ситуации, потому что вероятной является резервируемая часть расчетной добычи нефти.  [13]

Средний коэффициент продуктивности по нефти у 50 скважин отличается от среднего коэффициента у 100 скважин. Отличие может быть как в сторону завышения, так и в сторону занижения. Для проектировщика опасным является отклонение в сторону завышения, т.е. завышение проектной добычи нефти по сравнению с фактической. Поэтому проектировщик, ради обеспечения 90 % - ной надежности проектной добычи нефти, вводит резервирование ( снижение) расчетной добычи нефти. При осуществлении разработки нефтяной залежи возможно требование точного выполнения проектной добычи нефти без перевыполнения.  [14]

Ниже приведены результаты идентификации по нескольким скважинам. В табл. 9.3 отражена динамика изменения фактической и расчетной добычи нефти и воды.  [15]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru