Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Темп падения добычи нефти


Стадия падающей добычи нефти.

Третья стадия разработки, характеризуется падением добычи нефти из – за истощения запасов нефти. На этой стадии из разных объектов отбирается 30 – 50 % извлекаемых запасов нефти.

Нарастающая обводненность продукции усложняет работу по извлечению нефти из пластов. резко возрастает объем мероприятий по регулированию разработки, осуществляемых с целью замедления падения добычи нефти и ограничения отборов попутной воды, уже не выполняющей полезной работы по вытеснению нефти из пластов.

Темпы падения добычи нефти на 3 стадии зависят от показателей добычи на предшествующих стадиях – от максимального темпа добычи нефти и от доли отбора извлекаемых запасов к началу падения добычи. На 3 стадии разработки разработки можно использовать комплексный показатель, названный интенсивностью разработки до начала падения добычи. Этот показатель представляет собой произведение значения максимального темпа разработки объекта в процентах на долю извлекаемых запасов нефти, отобранных к концу 2 стадии разработки:

, (1)

где - максимальная годовая добыча нефти; - начальные извлекаемые запасы нефти; - добыча нефти за i – год первых двух стадий; - продолжительность первых двух стадий разработки.

средний темп падения добычи на 3 стадии определяется как среднее арифметическое значение темпов падения за годы этой стадии (годовые темпы падения (в %) выражают отношением годового снижения добычи нефти к добыче предыдущего года):

, (2)

где - добыча нефти за i-й год 3 стадии; - добыча нефти за год, предшествующий i– му; - продолжительность трех стадий; - продолжительность разработки до начала падения добычи нефти.

Большие темпы падения добычи на 3 стадии разработки, обусловленные очень высоким максимальным темпом разработки, не всегда желательны. Поэтому при проектировании разработки объектов с благоприятной геологической характеристикой максимальный темп добычи нефти устанавливают несколько ниже геологически возможного. Это позволяет увеличить продолжительность 2 стадии, сделать менее ощутимым падение добычи на 3 стадии, создать благоприятные условия для проведения работ по контролю и совершенствованию разработки.

В условиях вытеснения нефти водой при должном совершенствовании систем разработки к концу 3 стадии, т.е. за основной период разработки, отбирают из объектов 75 – 90 % извлекаемых запасов нефти. Нижний предел этого интервала показателен для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти. При малой вязкости нефти и хороших фильтрационных свойств пород - коллекторов использование запасов за основной период разработки может составлять 80-90 %.

 

4) Поздняя (завершающая) стадия разработки. Темпы разработки снижаются с 2% до 0 (средние за стадию темпы менее 1 %). За стадию необходимо отбирать 10 – 25 % извлекаемых запасов нефти. Продолжительность стадии велика и нередко соизмерима с продолжительность всего основного периода.

 

3. Разработка многопластовых месторождений. Понятие базового и возвратного горизонтов. Очередность ввода в разработку отдельных эксплуатационных объектов. Одновременная и раздельная разработка двух и более пластов одной скважиной. Раздельная и совместная эксплуатация.

Эксплуатационным объектом, или объектом разработки, называют один или несколько продуктивных пластов месторождения, которые выделяют исходя из геолого-технических условий и экономических соображений для совместной разработки одной серией скважин.

При наличии в разрезе месторождения одного продуктивного пласта залежь нефти является единичным объектом разработки. В этом случае и месторождение, и эксплуатационный объект называют однопластовым.

Базисный горизонт – это самый крупный по размерам и запасам, а также наиболее изученный по сравнению с другими горизонтами.

К возвратным обычно относят менее продуктивные с меньшими запасами и менее изученные пласты. Возвратные пласты вводят в разработку после окончания разработки основного (базисного) горизонта, возвратные пласты залегают выше основного. Поэтому скважины бурят по выбранной сетке на основной пласт.

После окончания разработки основного пласта в скважинах устанавливают цементные мосты (отсекают основной горизонт), проводят перфорацию вышележащих возвратных горизонтов и вводят их в разработку. При переходе на вышележащий объект при необходимости бурят дополнительные эксплуатационные и нагнетательные скважины. Конечно, можно одновременно бурить скважины на основном и на возвратном объектах, т.е. разрабатывать каждый пласт самостоятельной сеткой одновременно. При этом будет обеспечен быстрый рост добычи нефти и газа.

В то же время, учитывая, что на каждый объект будет буриться самостоятельная сетка скважин, потребуются значительные дополнительные капитальные вложения на бурение скважини их обустройство. Поэтому окончательное решение принимается после проведения технико-экономического обоснования с рассмотрением в нем нескольких различных вариантов систем разработки, при этом учитываются сроки окупаемости капитальных вложений, коэффициент нефтеизвлечения и прибыль по каждому варианту и принимается наиболее эффективный. (по Кудинову)

 

Выделение объектов самостоятельной разработки

Если при разведке месторождения скважинами вскрывается несколько нефтепродуктивных пластов, то при решении задач проектирования особо важным и актуальным является вопрос о выделении эксплуатационных объектов для самостоятельной разработки по отдельной сетке скважин. Эта задача решается на основе тщательного изучения и анализа материалов по гео­логическому строению залежи, коллекторских свойств горизон­тов, физико-химических свойств жидкостей и газа, особенностей проявления естественного режима разработки пластов и т. д. Поэтому в разделе о геологическом строении месторождения должен быть установлен тип залежей нефти, сделана оценка запасов нефти и газа по выделенным пластам, тщательно изуче­на толщина пластов по их простиранию.

Нецелесообразно в один объект объединить два продуктив­ных горизонта, когда одна из залежей чисто нефтяная, а вторая нефтегазовая или обе залежи нефтяные, но одна из них водо­плавающая. При выделении объектов следует учитывать про­дуктивность скважин по пластам. Так, в самостоятельный объ­ект эксплуатации можно выделить пласт с высокими продуктив­ными характеристиками скважин, хотя общие запасы и плот­ность запасов нефти этого пласта ниже по сравнению с пластом низкой производительности скважин. Выделение пластов по их толщине в самостоятельный объект также зависит от продуктив­ности скважин и конечных технико-экономических показателей.

Не рекомендуется объединять в один объект разработки пласты, проницаемость по которым различается в 2 и более раза. Также не рекомендуется совместная разработка пластов с равными пластовыми давлениями, особенно, когда давление в одном из них близко к давлению насыщения. Не рекоменду­ется объединять для совместной разработки пласты, нефти которых различаются по вязкости более чем в 4 раза.

При выделении объектов необходимо учитывать следующее.

· Геолого-физические свойства пород-коллекторов. В один объект разработки можно включать пласты примерно с одинаковыми средними параметрами, характеризующими их свойства и имеющими в плане одну площадь распространения. Пласты, существенно отличающиеся по продуктивности и пластовому давлению, будут различаться по способам разработки, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции скважин, что неизбежно приведет к снижению нефтеотдачи в целом по объекту.

· Физико-химические свойства нефти, воды и газа. Пласты, содержащие нефти с разными свойствами, нецелесообразно объединять в один объект, так как для извлечения продукции необходимо применять технологии воздействия на них, требующие различных схем размещения скважин и их числа. Компонентный состав нефтей может послужить причиной выделения отдельных пластов в самостоятельные объекты разработки. Существенную роль в решении этого вопроса играют физико-химические свойства пластовых вод, так как смешение вод различного состава может вызывать химические реакции, в результате которых ухудшаются условия фильтрации жидкостей.

· Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Объединение пластов с различным режимом работы нецелесообразно, так как разработка каждого из них требует различных схем расположения скважин и технологий извлечения нефти и газа.

· Техника и технология эксплуатации скважин. Объединение в один объект разработки нескольких пластов может привести к тому, что существующие средства и технология эксплуатации скважин не обеспечат подъем всей жидкости по скважине.

Объекты разработки подразделяют на самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты, в отличие от самостоятельных, предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект. Следует различать 3 возможные ситуации решения вопроса о выделении основного и возвратного объектов в зависимости от продуктивности объектов:

1. В условиях равномерной продуктивности объектов целесообразно разбуривание и освоение объектов проводить одновременно.

2. При значительной разнице продуктивности, но когда разбуривание малопродуктивного объекта самостоятельной сеткой все же экономически оправдано, возможно последовательное освоение объектов начиная с наиболее продуктивного.

3. На месторождениях с несколькими эксплуатационными объектами резко различающимися по продуктивности, разбуривание которых самостоятельной сеткой нерентабельно, выделяются 1 или несколько этажей разбуривания (этаж – граница эксплуатационного объекта), в состав котрых могут входить осваиваемый в первую очередь наиболее продуктивный – базисный, чаще залегающий в нижележащих пластах. Залегающие выше, менее продуктивные объекты, разбуриваются во вторую очередь после их доразведки скважинами с нижележащего объекта. В том случае, если разбуривание подобного объекта самостоятельной сеткой нерентабельно, объект относится к возвратному и разрабатывается возвратным фондом скважин с нижележащего объекта путем перевода скважин, выполнивших по ним свое назначение.

Основополагающим принципом для выделения пласта в са­мостоятельный объект разработки является то, чтобы запасы нефти и дебиты скважин при самостоятельной его разработке обеспечили бы такой уровень добычи, при котором эксплуата­ция объекта экономически оправдана.

При добыче нефти часто приходится встречаться с проблемой одновременной эксплуатации нескольких нефтеносных горизонтов, имеющих различные характеристики (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти, наличие неньютоновских свойств и др.) одной скважиной. К тому же, каждый горизонт иногда содержит несколько пластов с различными характеристиками, требующими индивидуального подхода к их разработке. Даже в пределах одного пласта, отличающегося достаточной геологической однородностью, всегда присутствуют пропластки с различной проницаемостью, разделенные тонкими непроницаемыми прослоями. Фильтрация по таким пропласткам может происходить независимо. Более того, в отдельных пластах могут существовать различные давления и нефти с различными свойствами, что обусловливает необходимость раздельной эксплуатации пластов. Наличие нескольких горизонтов или пластов с различными характеристиками вызывает необходимость разрабатывать их самостоятельными сетками скважин.

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. В связи с этим всегда возникает проблема объединения тех или иных пропластков, пластов или горизонтов в один или несколько объектов разработки, которые могли бы эксплуатироваться одной сеткой скважин. Решать эту задачу обычно приходится на первых стадиях разработки, а иногда и на стадии разведки или опытной эксплуатации месторождения, когда информация о геологическом его строении ограничена, вследствие малого числа скважин. В связи с этим в скважинах приходится перфорировать несколько пластов и эксплуатировать их, как говорят, “общим фильтром”. Это позволяет экономить значительные средства и материальные ресурсы на бурении скважин. Однако в дальнейшем, на более поздних стадиях разработки по мере поступления дополнительной геологической информации, а также сведений о взаимодействии скважин, участии отдельных прослоев в процессе разработки, выявляется более детальная пластовая обстановка на забое скважин. Иногда некоторые нефтенасыщенные прослои или пласты, вместо того чтобы отдавать жидкость, поглощают ее в результате вскрытия общим фильтром. Такие явления легко обнаруживаются при снятии профилей притоки скважинными дебитомерами. Поглощение происходит вследствие того, что в разных пластах существует разное давление в результате наличия или отсутствия связи их с нагнетательными скважинами. Лишь сильным понижением забойных давлений удается отбирать жидкость из пласта с пониженным пластовым давлением или из пласта, в котором нефть обладает большим начальным напряжением сдвига. В этом случае депрессии на такие пласты будут различны, а следовательно, и доля их участия в процессе разработки будет неодинаковая. Обычно это приводит к отставанию выработки запасов нефти из таких пластов, преждевременному обводнению одних, с хорошей проницаемостью, и консервации запасов нефти в других, с плохой проницаемостью или слабым участием в процессе разработки по тем или иным причинам.

Наилучшим выходом из такого положения было бы создание независимых систем разработки со своими сетками скважин на каждый пласт, и это делается, когда пласты со схожими характеристиками группируются в один объект разработки и эксплуатируются общим фильтром. Но это не снимает вопроса о целесообразности раздельных эксплуатации или закачки воды в разные пласты через одну скважину.

С этой целью на первых этапах развития технологии раздельной эксплуатации предлагались и осуществлялись проекты многорядных скважин. При этом в один пробуренный ствол увеличенного диаметра спускались две или три малогабаритные обсадные колонны, которые цементировались и перфорировались каждая против своего пласта с помощью направленной перфорации для предотвращения прострела соседней колонны. Это оказалось возможным при малых глубинах залегания пластов и вызывало существенные осложнения при последующей их эксплуатации, ремонтных работах и т. д. Дальнейшее развитие технологии раздельной эксплуатации нескольких пластов пошло по пути создания специального оборудования, спускаемого в скважину, вскрывающую два или три пласта. Основным элементом такого оборудования является пакер, изолирующий пласты друг от друга, с отдельными каналами для выхода жидкости на поверхность.

Оборудование для раздельной эксплуатации пластов через одну скважину должно допускать:

· создание и поддержание заданного давления против каждого вскрытого пласта;

· измерение дебита жидкости, получаемой из каждого пласта;

· получение, на поверхности продукции разных пластов без их смешивания в скважине, так как свойства нефтей (сернистые и несернистые) могут быть различными;

· исследование каждого пласта, например, методом пробных откачек или методом снятия КВД;

· ремонтные работы в скважине и замену оборудования, вышедшего из строя;

· регулировку отбора жидкости из каждого пласта;

· работы по вызову притока и освоению скважины.

Другими словами, технология и соответствующее оборудование для раздельной эксплуатации должны допускать осуществление всех тех технологических мероприятий, которые применяют при вскрытии этих пластов отдельными скважинами. Полностью выполнить эти требования практически не удается даже в простейшем случае, т. е. при раздельной эксплуатации двух пластов через одну скважину. Возможности раздельной эксплуатации через одну скважину существенно зависят от размера эксплуатационной колонны. При больших диаметрах (168 мм и больше) легче удовлетворить большую часть изложенных требований и создать достаточно надежное оборудование.

Раздельно эксплуатировать два пласта в зависимости от условий притока жидкости в скважину можно следующими способами.

1. Оба пласта фонтанным способом.

2. Один пласт фонтанным, другой - механизированным способом.

3. Оба пласта механизированным способом.

Согласно установившейся терминологии принято для краткости именовать ту или иную технологическую схему совместной эксплуатации названием способа эксплуатации сначала нижнего, а затем верхнего пласта. Например, схема насос - фонтан означает, что нижний пласт эксплуатируется насосным способом, а верхний - фонтанным. В соответствии с этим, теоретически возможны следующие комбинации способов эксплуатации: фонтан-фонтан; фонтан-газлифт; газлифт-фонтан; насос-фонтан; фонтан-насос; насос-газлифт; газлифт - насос; насос - насос; газлифт - газлифт.

Раздельная эксплуатация трех пластов через одну скважину возможна только в особых наиболее простых случаях и поэтому применяется крайне редко.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru

Темп - падение - дебит

Темп - падение - дебит

Cтраница 1

Темп падения дебита в процессе откачки усиливается по мере уменьшения значения погружения насоса под уровень. Это объясняется снижением давления на приеме, усиливающейся сепарацией газа и, как следствие, резким снижением коэффициента подачи.  [2]

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.  [4]

Темпы падения пластовых давлений определяют темпы падения дебитов газовых скважин, продолжительность периода бескомпрессорной эксплуатации, изменение во времени мощности холодильных установок и компрессорной станции.  [5]

Теоретически возможная величина добычи нефти определяется темпом падения дебита и продолжительности эффекта.  [6]

Однако, начиная со 2 года, темп падения дебита нефти V2H опять возрастает го-за резкого снижения нефтена-сыщенности вследствие интенсивной дегазации нефти в пласте.  [7]

Вероятные кривые производительности по степеням уплотнения выявляют зависимость темпа падения дебита скважин от величины текущего дебита и от степени уплотнения, существующей для скважин во время получения этого дебита.  [8]

Мы пытались выяснить, не существует ли какой-нибудь закономерности в соотношении темпов падения дебита и давления, и анализировали сведения по многим месторождениям. Достаточно подробные сведения у нас имелись по месторождению Сайр, расположенному в углу между месторождениями Хьюготон и Панхандль. Тектонически Сайр есть небольшой купол пермских слоев.  [9]

В дальнейшем ( в условиях рассматриваемого примера - спустя - 300 суток) темп падения дебита жидкости резко уменьшается и наступает период относительно стабильной добычи, но абсолютная величина дебита жидкости невелика. Темп падения дебита газа в этот период времени уменьшается гораздо медленнее, чем темп падения дебита жидкости.  [10]

В дальнейшем ( в условиях рассматриваемого примера - спустя - 300 суток) темп падения дебита жидкости резко уменьшается и наступает период относительно стабильной добычи, но абсолютная величина дебита жидкости невелика. Так, в рассматриваемом случае через 694 суток дебит жидкости составляет всего - 6 8 м / сутки. Темп падения дебита газа в этот период времени уменьшается гораздо медленнее, чем темп падения дебита жидкости. Через 694 суток дебит газа все еще составляет 2820 м3 / сутки.  [11]

Статистический метод основан на статистических связях между предыдущими и последующими дебитами скважин, когда путем построения кривых производительности определяется темп падения дебита от начала до конца рентабельной жизни скважин и тем самым устанавливается суммарная добыча пс скважинам. Такой метод в основном используют при подсчете запасов объектов, находящихся на поздней стадии разработки.  [12]

Предположим, что мы для какой-нибудь скважины после некоторого периода эксплоатации определили все требуемые индексы и в том числе индекс отношения темпа падения дебита к темпу падения давления. Можем ли мы на этом успокоиться и считать скважину достаточно охарактеризованной. Индекс отношения темпов падения дебита и давления в течение жизни скважины н е есть величина постоянная. Она все время меняется, и его можно устанавливать лишь для коротких периодов эксплоатации для каждого периода отдельно. При этом нужно выяснить законность изменения указанного индекса. Лучше всего эта законность выражается двумя относительными ( процентными) кривыми дебит - время и давление - время, расположенными на одной и той же диаграмме, чтобы можно было видеть их отношение, причем под именем дебит мы понимаем дебит скважины сполна открытой, а под именем давление - давление в скважине, сполна закрытой. Чем больше мы углубляемся в изучение газовых скважин, тем больше мы убеждаемся в сложности процессов эксплоатации, и сводить добычу к тем простым формулам и кривым, которые дал Стэнли Герольд в книге Аналитические основы добычи нефти, газа и воды из скважин никак нельзя. Слишком упрощенно также подошли к вопросу Беннет, Пирс, Биддисон, Рау-линс и Шеллхардт. Нужно диференцировать индекс отношения темпов падения по отдельным периодам эксплоатации.  [13]

Эту же зависимость можно использовать, если дебит нефти известен за сутки или за год, но при условии, что и темп падения дебита определен для того же отрезка времени.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Темп - падение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Темп - падение

Cтраница 3

Второй сопровождается уменьшением темпа падения кривой р ( t) и увеличением скорости продвижения газоводяного контакта, как следствие этого, стабилизируется и затем начинает увеличиваться темп роста конденсатонасыщенности. Расход внедряющейся в залежь воды 7В ( t) растет медленнее и к концу второго периода прекращается.  [31]

Наибольший эффект снижения темпов падения добычи нефти и увеличения приемистости нагнетательных скважин достигается при использовании химических реагентов неионогенного класса: ОП-10, шкопау.  [32]

СТИ - позволяют определить темп падения какого-либо известного нам дебита ( начального или текущего) до конца жизни скважины. По корреляционным таблицам изучают темпы падения дебитов и составляют таблицы коэффициентов падения в зависимости от величины средних дебитов.  [33]

Уклон кривых, характеризующих темп падения нагрузок с течением времени, зависит от соотношении между долговечностью опор Т j и рабочей поверхностью Тг.  [34]

Расчеты показали, что темп падения среднего пластового давления в газовой залежи до момента отбора 10 % начальных запасов газа практически совпадает для всех вариантов. Далее зависимость для случая замкнутого водоносного пласта сохраняет прямолинейный характер, а остальные кривые постепенно выполаживаются, причем разница в величинах средних пластовых давлений для различных вариантов увеличивается. На момент отбора 56 4 % начальных запасов газа средние давления в вариантах 1, 3 и 11 равны 8 6; 8 3 и 9 МПа соответственно.  [35]

Стабилизация, или снижение темпов падения добычи нефти, обеспечивается интенсификацией отборов жидкости и увеличением объемов закачки воды, бурением резервных скважин и осуществлением других технологических мероприятий.  [36]

В этих условиях сдерживание темпов естественного падения добычи нефти в Башкирии и ее стабилизация возможны только благодаря интенсификации и постоянному совершенствованию разработки нефтяных месторождений.  [37]

Кривые производительности - позволяют определить темп падения какого-либо известного нам дебита ( начального или текущего) до конца эксплуатации скважины. По корреляционным таблицам изучают темпы падения дебитов и составляют таблицы коэффициентов падения в зависимости от величины средних дебитов.  [38]

При форсировании отборов несколько замедляются темпы падения добычи нефти.  [39]

Промысловые данные свидетельствуют, что темп падения механической скорости проходки зависит от типа долота, параметров режима бурения и абразивности горных пород. Для прогнозирования темпа падения механической скорости проходки необходимо было установить его зависимость от этих факторов.  [41]

На графике видна четкая зависимость темпов падения добычи нефти в период обводненности более 50 % от степени форсирования отборов жидкости.  [43]

В настоящее время наблюдается снижение темпов падения добычи нефти. Так в 2001 г. темп составил 3 5 % против 4 8 % в 2000 г. Одной из причин этого снижения является получение дополнительной добычи нефти за счет ввода в повторную разработку месторождений, законсервированных ранее по причине нерентабельности их дальнейшей эксплуатации.  [44]

Как следует из рис. 32, темп падения ат с повышением температуры для различных материалов существенно различен. Если для сталей и титановых сплавов он почти постоянен, то для алюминиевых сплавов, начиная с некоторой температуры ( 120 - 140 С), значение предела текучести резко снижается. Обращает, на себя внимание довольно значительное снижение с ростом температуры ат для сталей всех групп прочности и титановых сплавов - материалов, традиционно считающихся теплопрочными в рассматриваемом температурном диапазоне.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Высокий максимальный темп - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Высокий максимальный темп

Cтраница 1

Высокий максимальный темп, сокращая II стадию, как следствие, создает условия для более интенсивного падения добычи нефти на III стадии.  [1]

При высоких максимальных темпах характер снижения добычи кривых влияет на продолжительность третьей стадии. Третья стадия по таким залежам непродолжительна - 4 - 8 лет, а средние темпы падения добычи весьма высоки - 20 - 40 % в год.  [2]

Для залежей суши характерны высокие максимальные темпы добычи нефти - в пределах 10 - 26 % от начальных извлекаемых запасов. Максимальные темпы выдерживались в течение одного года и лишь по отдельным залежам - в течение двух лет, после чего добыча быстро снижалась. По залежам месторождения Нефтяные Камни максимальные темпы добычи нефти 6 - 12 % сохранялись в течение 2 - 4 лет. Меньшие максимальные темпы во многом обусловлены продолжительным освоением залежей и значительно большим использованием запасов ко времени выхода на максимальный уровень.  [3]

В первой группе залежей весьма высокие максимальные темпы разработки ( более 12 %) были достигнуты по залежам лишь двух районов - Грозного и Азербайджана.  [4]

Динамика добычи нефти характеризуется достаточно высокими максимальными темпами - 6 9 и 8 8 %, но ранним падением добычи, сопровождающимся постепенным снижением отбора жидкости.  [5]

Из табл. 30 видно, что наиболее высокие максимальные темпы ( в среднем 16 9 %) достигались по залежам в третичных отложениях Чечено-Ингушетии. Это обусловлено целым комплексом весьма благоприятных факторов - наименьшими размерами залежей, небольшими глубинами, высокой продуктивностью, активным воздействием пластовых вод, а также применением плотных - сеток скважин.  [6]

С учетом изложенного данные по залежам с чрезмерно высокими максимальными темпами разработки при построении зависимостей падения добычи от показателей предшествующей разработки нами не используются. Это практически не снижает значимости зависимостей, поскольку при современном подходе к разработке залежи выводятся на умеренную максимальную добычу нефти.  [7]

Значительная степень использования запасов к концу второй стадии обеспечивается двумя путями - достижением высоких максимальных темпов разработки, которые сохраняются непродолжительно, или длительным сохранением умеренного максимального темпа.  [8]

Кривые падения добычи в третьей стадии, подобные показанным, характерны как для залежей с умеренными, так и весьма высокими максимальными темпами. При умеренных темпах это различие в характере падения добычи приводит к некоторому разбросу точек.  [9]

Высокие темпы падения добычи на III стадии разработки, обусловленные весьма интенсивной разработкой залежей до начала падения добычи и особенно очень высокими максимальными темпами разработки, могут вызывать нежелательные последствия. В случаях, когда эксплуатационный объект обеспечивает значительную долю общей добычи нефтедобывающего района, быстрое падение добычи из него после достижения высоких темпов разработки приводит к неустойчивости уровня добычи по району в целом. Это может отрицательно сказаться на развитии народного хозяйства района. В связи с этим в настоящее время при проектировании разработки эксплуатационных объектов с благоприятной геологопромысловой характеристикой темпы добычи нефти на II стадии обычно устанавливаются несколько ниже геологически возможных. Это позволяет увеличить продолжительность II стадии, сделать менее ощутимым падение добычи на III стадии, создать благоприятные условия для проведения работ по контролю и совершенствованию разработки.  [11]

Западной Сибири наиболее высока. Это способствует также и высоким максимальным темпам отбора, которые в два - два с половиной раза превышают темпы отбора по месторождениям Волго-Уральской области, достигшим максимальной добычи. Ниже приводится краткий анализ текущего состояния разработки на начало десятой пятилетки и направлений дальнейшего совершенствования систем по некоторым месторождениям.  [12]

Среднегодовое падение добычи нефти возрастает пропорционально увеличению интенсивности разработки до начала падения добычи нефти. Наибольшее падение добычи происходит по залежам, которые выводились а более высокий максимальный темп и по которым к началу падения ее в третьей стадии использование запасов было значительным.  [13]

На рис. 29 показаны средние темпы разработки залежей за основной период при разной подвижности пластовой нефти. Если не учитывать залежи, по которым повышенные средние темпы обусловлены весьма высокими максимальными темпами ( более 20 %), проявляется зависимость между этими параметрами, хотя и слабо выраженная, но более заметная, чем для максимального темпа.  [15]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Темп - падение - дебит

Темп - падение - дебит

Cтраница 2

В противоположность кривым других типов при построении вероятной кривой производительности не приводят корреляцию сразу всей кривой падения дебита по скважине, а темп падения дебита изучают по отдельным интервалам дебита в пределах каждой скважины путем исследования характера падения последующих дебитов в зависимости от предыдущих.  [16]

В отличие от кривых других типов при построении вероятностной кривой производительности проводят корреляцию не всей кривой падения дебита по скважине, а изучают темп падения дебита по отдельным интервалам дебита в пределах каждой скважины путем исследования характера падения последующих дебитов в зависимости от предыдущих. Кривая производительности, построенная на основе корреляции двух ближайших дебитов, называется вероятностной кривой производительности в связи с использованием при ее построении методов, применяемых в теории вероятности.  [17]

Основной закон: текущий дебит нефти прямо пропорционален текущим извлекаемым запасам нефти, текущий дебит нефти снижается в соответствии со снижением текущих извлекаемых запасов, темп падения дебита нефти соответствует темпу отбора извлекаемых запасов. Поэтому определение увеличения добычи нефти из-за проведения технического мероприятия по простоте занижает эффект на величину закономерного падения добычи нефти. Поэтому обязательным оказывается установление закономерного падения добычи нефти до проведения технического мероприятия, чтобы эту закономерность проэкстраполировать, определить базовую добычу и вычитанием из фактической добычи базовой получить искомый прирост добычи нефти.  [18]

Изменение плотности сетки скважин во времени ( уплотнение сетки) влияет на величину текущих дебитов скважин через радиус удельной площади дренажа ( параметр р) и на темп падения дебита через величину запасов в удельной площади дренажа.  [19]

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.  [21]

В дальнейшем ( в условиях рассматриваемого примера - спустя - 300 суток) темп падения дебита жидкости резко уменьшается и наступает период относительно стабильной добычи, но абсолютная величина дебита жидкости невелика. Темп падения дебита газа в этот период времени уменьшается гораздо медленнее, чем темп падения дебита жидкости.  [22]

Так, в рассматриваемом случае через 694 суток дебит жидкости составляет всего - 6 8 м3 / сутки. Темп падения дебита газа в этот период бремени уменьшается гораздо медленнее, чем темп падения дебита жидкости. Через 694 суток дебит газа еще составляет 2820 м / сутки.  [24]

Кривые производительности - позволяют определить темп падения какого-либо известного нам дебита ( начального или текущего) до конца эксплуатации скважины. По корреляционным таблицам изучают темпы падения дебитов и составляют таблицы коэффициентов падения в зависимости от величины средних дебитов.  [25]

СТИ - позволяют определить темп падения какого-либо известного нам дебита ( начального или текущего) до конца жизни скважины. По корреляционным таблицам изучают темпы падения дебитов и составляют таблицы коэффициентов падения в зависимости от величины средних дебитов.  [26]

Прорыв конуса газа в горизонтальный ствол в У1И происходит через 0 5 года после пуска скважины. После i года работы скважины темп падения дебита нефти замедляется, так как конус прорыва газа в горизонтальный ствол сформировался и темп нарастания газонасыщенности замедлился. После 2 5 лет эксплуатации элемента в блоке, где расположен горгоонталъный ствол, начинает накапливаться вода, снижая нефтенасьпценность, что приводит к нарастанию темпа падения дебтгга нефти. На 3 год разработки вода становится подвижной и начинает поступать в скважину ( рнс.  [27]

От темпов продвижения контурной или подошвенной воды зависит темп падения пластового давления. От темпов падения пластового давления зависит темп падения дебитов газа в газовых скважинах, а отсюда и количество скважин, необходимых для обеспечения запланированных объемов добычи газа.  [28]

Непрерывное ингибирование скважины в течение полутора лет позволило значительно уменьшать темп падения дебита. Промысловыми исследованиями выявлено, что уменьшение дебита произошло из-за снижения коэффициента продуктивности скважины вследствие отложения гип-оа Е перфорационных каналах не охваченных процессом ингибирования. Затем произведена закачка ингибитора солеобразования в приэабоинуто зону скважины.  [29]

В дальнейшем ( в условиях рассматриваемого примера - спустя - 300 суток) темп падения дебита жидкости резко уменьшается и наступает период относительно стабильной добычи, но абсолютная величина дебита жидкости невелика. Темп падения дебита газа в этот период времени уменьшается гораздо медленнее, чем темп падения дебита жидкости.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Темп - падение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Темп - падение

Cтраница 2

Снижение темпов падения добычи и роста обводненности в этом случае также следует рассматривать как положительный эффект, т.к. продлевается период рентабельной эксплуатации месторождения и увеличивается значение КИН.  [16]

Увеличение темпа падения пластового давления приводит к более интенсивному расширению защемленного газа и его лоступлению в продукцию скважин. Это естественно, так как для всех вариантов принято одинаковое условие окончания разработки.  [17]

В дальнейшем темп падения эксплуатационных характеристик замедляется и наступает состояние насыщения, т.е. операции глушения практически не оказывают влияния на работу скважин. Количественно диапазон ухудшения параметров достигает 200 - 300 % и более.  [18]

Был подсчитан темп падения среднего пластового давления в зависимости от добытой нефти, который указывал на возрастание суммарной добычи на каждую атмосферу снижения среднего пластового давления.  [19]

Поддержание некоторого неизменного темпа падения добычи возможно, когда прирост добычи в районе обеспечивается экстенсивным путем за счет ввода новых месторождений.  [21]

Исходя из существующих темпов падения добычи нефти, была проведена оценка активного ( добыча нефти более 5 тыс. т) срока разработки опытного участка, который составил около 18 лет.  [22]

Судя по темпам падения пластового давления и отбора газа, можно уверенно сказать, что запасы газа, принятые при составлении проекта разработки, занижены.  [23]

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.  [24]

При дальнейшем охлаждении темп падения температуры замедляется за счет выделения теплоты, получающийся при кристаллизации парафина.  [25]

В третьем периоде темп падения пластового давления в скважине нарастает и кривые падения пластового давления в скважине для всех вариантов выгибаются вниз. Этот период начинается одновременно с началом обводнения шестого горизонтального слоя, в котором расположена добывающая скважина.  [27]

В процессе разработки темп падения пластового давления был небольшим ( dP / dtQ 3 МПа / год), причем перенасыщенность газовой зоны была слабо выражена из-за высокой пористости и проницаемости пород.  [29]

Вместе с тем темп падения скорости фильтрации в более однородных смесях песка менее интенсивный.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

темп падения добычи - это... Что такое темп падения добычи?

 темп падения добычи нефт. production decline rate

Большой англо-русский и русско-английский словарь. 2001.

  • темп охлаждения
  • темп подготовительных работ

Смотреть что такое "темп падения добычи" в других словарях:

  • темп падения добычи — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN production decline rate …   Справочник технического переводчика

  • Инфляция — (Inflation) Инфляция это обесценивание денежной единицы, уменьшение ее покупательной способности Общая информация об инфляции, виды инфляции, в чем состоит экономическая сущность, причины и последствия инфляции, показатели и индекс инфляции, как… …   Энциклопедия инвестора

  • Разработка газовых месторождений —         (a. development of gas field, exploitation of gas field; н. Erdgaslagerstattenabbau; ф. exploitation des gisements de gaz; и. explotacion de yacimientos de gas) комплекс работ по извлечению природного газа из пласта коллектора. Под… …   Геологическая энциклопедия

  • Добыча нефти — (Extraction of oil) Понятие нефтедобыча, методы и технологии добычи нефти Добыча нефти, описание методов и технологий добычи нефти Содержание Термин «» в современном мировом лексиконе стал синонимом общепринятого словосочетания «черное золото». И …   Энциклопедия инвестора

  • Свинец — (Lead) Металл свинец, физические и химические свойства, реакции с другими элементами Информация о металле свинец, физические и химические свойства металла, температура плавления Содержание Содержание Происхождение названия Физические свойства… …   Энциклопедия инвестора

  • Кратность запасов — обеспеченность добычи газа (нефти) запасами. Кратность запасов получают делением текущих запасов категории А + В + С1 на начало какого либо года на добычу в этом году в административном, нефтегазоносном районе, добывающем предприятии. Динамика… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • Торговый баланс — (Trade balance) Торговый баланс это экономический показатель, отражающий соотношение между экспортом и импортом страны Торговый баланс страны, активный и пассивный торговый баланс, сальдо торгового баланса, роль торгового баланса в экономике… …   Энциклопедия инвестора

  • Китай —         Китайская Народная Республикa (кит. Чжунхуа жэньминь гунхэго), гос во в центр. и Вост. Азии. Пл. 9,6 млн. км2. Hac. (включая o. Тайвань, Аомынь и Сянган) 1032 млн. чел. (1982). Столица Пекин. Офиц. язык китайский. Денежная единица юань. K …   Геологическая энциклопедия

  • Валютная система — (Monetary system) Валютная система это правовая форма организации валютных отношений Валютная система: Ямайская, Европейская, Бреттон Вудская, Парижская, Генуэзская, Российская Содержание >>>>>>>>>> …   Энциклопедия инвестора

  • Грузинская Советская Социалистическая Республика —         (Cакартвелос Cабчота Cоциалистури Pеспублика), Грузия, расположена в центр. и зап. части Закавказья. Пл. 69,7 тыс. км2. Hac. 5,17 млн. чел. (на 1 янв. 1984). Cтолица Tбилиси. B республике 65 адм. p нов, 60 городов и 53 посёлка гор. типа.… …   Геологическая энциклопедия

  • Земля — третья планета солнечной системы. Обращается вокруг Солнца по орбите с эксцентриситетом 0,0167, на среднем расстоянии 149,5 • 104 км, с периодом 365,2564 звездных суток, скорость движения по орбите 29,76 км/сек, собственное вращение прямое,… …   Геологическая энциклопедия

dic.academic.ru