Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Уплотненный дебит нефти это


Способ повышения эффективности уплотняющего бурения скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Обеспечивает повышение эффективности уплотняющего бурения скважин, обеспечивающего повышение объемов добычи нефти и более стабильную ее динамику без необходимости увеличения капитальных затрат на бурение. Сущность изобретения: необходимый результат по способу достигают построением карт распределения невыработанных запасов нефти и/или карт текущей нефтенасыщенности и карт распределения текущего пластового давления на основе данных эксплуатации и исследования скважин. Места размещения и тип уплотняющих скважин выбирают на основе комплексного рассмотрения карт распределения невыработанных запасов нефти и/или карт текущей нефтенасыщенности и карты распределения текущего пластового давления. Местоположение добывающих уплотняющих скважин выбирают в зонах локализации невыработанных запасов нефти с текущими значениями пластового давления более 85-90% от начальной величины. Местоположение нагнетательных уплотняющих скважин выбирают в зонах локализации невыработанных запасов нефти с текущими значениями пластового давления менее 85-90% от начальной величины. Оценку эффективности бурения уплотняющих скважин осуществляют на основе прогнозных технологических показателей по залежи в целом или ее участку, охватывающему все проектные уплотняющие скважины и соседние с ними ранее пробуренные скважины, с использованием адаптированной к данным предшествующих эксплуатации и исследования скважин трехмерной геолого-технологической модели залежи. 1 пр., 7 ил.

 

Предполагаемое изобретение относится к нефтяной отрасли промышленности, а именно к повышению эффективности уплотняющего бурения скважин.

Заводнение является наиболее распространенным способом разработки нефтяных залежей в России и мире. При заводнении на залежь бурят систему (сетку) скважин, включающую как добывающие, так и нагнетательные скважины.

Известно, что при вводе нефтяной залежи в разработку ее геологические особенности, неоднородность геолого-физических свойств характеризуются недостаточной изученностью. Поэтому применяют так называемое двухстадийное разбуривание (см. Закиров С.Н. Анализ проблемы "Плотность сетки скважин - нефтеотдача", М.: Грааль, 2002, с.187-188). На первой стадии бурят относительно редкую сетку добывающих и нагнетательных скважин. В дальнейшем, с учетом получения дополнительной промысловой информации в процессе эксплуатации и исследований пробуренных скважин, проектируют и реализуют бурение дополнительных добывающих и нагнетательных скважин в зонах их наиболее рационального размещения - так называемое уплотняющее бурение. В ряде случаев для уплотняющего бурение также используют термин - оптимизация сетки скважин.

В рыночных экономических условиях бурение уплотняющих скважин обычно максимально отодвигают во времени для ускорения окупаемости затрат на первичную стадию разбуривания и обустройство месторождения. А также для снижения себестоимости добычи нефти в период сохранения приемлемо высоких дебитов по нефти по добывающим скважинам первой стадии. Поэтому к моменту реализации уплотняющего бурения чаще всего имеет место достаточно существенная степень выработанности запасов нефти и обводнения добываемой продукции.

Известен способ повышения эффективности уплотняющего бурения, основанный на размещении добывающих уплотняющих скважин в зонах наибольших невыработанных запасов нефти. Для этого на основе промысловых данных, данных исследования скважин и/или результатов 3D-компьютерного моделирования строят карты распределения невыработанных запасов и/или карты текущей нефтенасыщенности. Предполагают, что в этом случае уплотняющие добывающие скважины обеспечат наилучшие показатели дополнительной добычи нефти и окупаемости капитальных вложений. Также для повышения дебитов уплотняющих скважин при проектировании их местоположения могут учитывать распределение зон повышенной проницаемости и/или эффективных толщин. Целесообразность бурения уплотняющих скважин оценивают поскважинно или по отдельным участкам, исходя из оценки экономической рентабельности соответствующих капитальных затрат.

При реализации описанного способа ввод нагнетательных скважин осуществляют или по исходно запроектированной сетке, или путем перевода под нагнетание ранее пробуренных добывающих скважин. В последнем случае переходят к очагово-избирательному заводнению (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов, М.: Недра, 1985, с.47).

Указанный способ имеет следующие недостатки.

- Дебиты по нефти уплотняющих скважин имеют тенденцию к быстрому снижению. Поэтому период их эффективной эксплуатации оказывается существенно более коротким, чем добывающих скважин первой стадии.

- Ввод уплотняющих добывающих скважин приводит к снижению дебитов по нефти окружающих добывающих скважин первой стадии. Это происходит, во-первых, из-за увеличения общих темпов отбора флюидов из соответствующей зоны и локального снижения пластового давления. Поэтому снижается дебит скважин по жидкости. Во-вторых, локальное снижение пластового давления приводит к более интенсивному поступлению воды от нагнетательных к добывающим скважинам. И, как следствие, к ускоренному обводнению добываемой продукции.

- Для предотвращения локального снижения пластового давления часть добывающих скважин первой стадии могут переводить под нагнетание воды. Однако при этом они выходят из фонда добывающих, т.е. ранее имевшая место добыча нефти по ним теряется.

Могут также бурить новые нагнетательные скважины в соответствующих зонах. Однако это сопряжено с существенными капитальными затратами на бурение таких скважин в дополнение к вводимым уплотняющим добывающим скважинам.

В основу предлагаемого изобретения положена задача обоснования способа повышения эффективности уплотняющего бурения скважин, обеспечивающего повышение объемов и более стабильную динамику добычи нефти по вводимым скважинам при сохранении или повышении уровней добычи нефти по скважинам первой стадии, без необходимости увеличения капитальных затрат на уплотняющее бурение.

Выполнение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый способ повышения эффективности уплотняющего бурения скважин включает построение карт распределения невыработанных запасов нефти и/или карт текущей нефтенасыщенности, выбор местоположения уплотняющих добывающих скважин в зонах локализации невыработанных запасов нефти и проведение технико-экономической оценки эффективности бурения уплотняющих скважин с использованием адаптированной к данным предшествующих эксплуатации и исследования скважин трехмерной геолого-технологической модели залежи, и отличается тем, что на основе данных эксплуатации и исследования скважин строят карты распределения текущего пластового давления; места размещения и тип уплотняющих скважин выбирают на основе комплексного рассмотрения карт распределения невыработанных запасов нефти и/или карт текущей нефтенасыщенности и карты распределения текущего пластового давления; местоположение добывающих уплотняющих скважин выбирают в зонах локализации невыработанных запасов нефти с текущими значениями пластового давления более 85-90% от начальной величины; местоположение нагнетательных уплотняющих скважин выбирают в зонах локализации невыработанных запасов нефти с текущими значениями пластового давления менее 85-90% от начальной величины; технико-экономическую оценку эффективности бурения уплотняющих скважин осуществляют на основе прогнозных технологических показателей по залежи в целом или ее участку, охватывающему все проектные уплотняющие скважины и соседние с ними ранее пробуренные скважины.

Краткое описание чертежей.

Фиг.1-7 иллюстрируют приводимый далее пример реализации предлагаемого способа.

На фиг.1 показана карта средневзвешенных по толщине значений нефтенасыщенности (в долях единицы - д.ед.) после 20 лет разработки.

На фиг.2 приведена карта средневзвешенных по толщине значений пластового давления (в барах, 1 бар = 10-1 МПа) после 20 лет разработки.

На фиг.3 показаны динамики накопленной добычи нефти для сопоставляемых вариантов: фиг.4 - суточной добычи нефти, фиг.5 - среднего пластового давления, фиг.6 - обводненности добываемой продукции.

На фиг.7 показана карта средневзвешенных по толщине пласта значений пластового давления (в барах) после 30 лет разработки по комбинированному варианту.

На фиг.1, 2 и 7 кружками обозначено положение первоначальных добывающих скважин, крестиками - первоначальных нагнетательных скважин. Треугольниками и ромбами обозначено положение уплотняющих скважин (для комбинированного варианта - нагнетательных и добывающих соответственно).

Способ реализуют следующим образом.

1. С использованием результатов промысловых геофизических и гидродинамических исследований скважин, данных эксплуатации скважин, результатов расчетов на адаптированной к фактическим данным эксплуатации скважин трехмерной геолого-технологической модели залежи строят карты:

- текущего распределения невыработанных запасов нефти и/или текущей нефтенасыщенности,

- распределения текущего пластового давления.

2. С использованием построенных карт выбирают целесообразные места размещения уплотняющих скважин:

- местоположение добывающих уплотняющих скважин выбирают в зонах локализации невыработанных запасов нефти с текущими значениями пластового давления более 85-90% от начальной величины,

- местоположение нагнетательных уплотняющих скважин выбирают в зонах локализации невыработанных запасов нефти с текущими значениями пластового давления менее 85-90% от начальной величины.

Конструкцию, тип заканчивания, траекторию ствола, интервал вскрытия пласта и режим эксплуатации каждой конкретной уплотняющей скважины определяют с учетом ее целевого назначения, распределения геолого-физических свойств пласта по площади и разрезу, результатов анализа состояния разработки залежи, опыта эксплуатации ранее пробуренных скважин, технических и технологических ограничений, а также результатов оценочных расчетов на трехмерной геолого-технологической модели.

3. Выполняют расчеты прогнозных показателей разработки залежи на трехмерной геолого-технологической модели на заданный оценочный период для базового варианта без бурения уплотняющих скважин и для варианта с бурением уплотняющих скважин. Расчеты проводят для залежи в целом или ее участка, охватывающего все проектные уплотняющие скважины и соседние с ними ранее пробуренные скважины.

На основе полученных динамик технологических показателей разработки проводят сравнительную экономическую оценку рассматриваемых вариантов на основе принятых экономических критериев, удельных показателей и методик оценивания.

4. С учетом полученных результатов технико-экономических расчетов, формируют по п.2 альтернативные варианты по количеству, размещению, конструкции, режимам и другим параметрам уплотняющих скважин. В соответствии с п.3 проводят их сравнительную технико-экономическую оценку как с уже рассмотренными вариантами, так и между собой.

5. П.4 повторяют до получения достаточно привлекательных прогнозных технико-экономических показателей. Реализуют на практике наилучший из рассмотренных вариантов по принятым технико-экономическим критериям.

6. По мере реализации уплотняющего бурения осуществляют контроль за процессом эксплуатации новых и ранее пробуренных скважин, промысловые геофизические и гидродинамические исследования. При выявлении существенных отклонений получаемых новых данных от использованных в п.1-2, повторяют п.1-5 для уточнения дальнейших решений по реализации уплотняющего бурения.

Пример реализации предлагаемого способа.

С целью избежать привязки к специфике и предыстории разработки конкретного объекта, для иллюстрации предлагаемого способа и его преимуществ проведены сопоставительные расчеты с использованием модифицированной 3D гидродинамической модели гипотетического месторождения Брюгге (http://www.uncertaintyes.org/index.php/en/download-page). Данная модель сформирована на реалистичной геолого-геофизической основе и характеризуется высокой неоднородностью свойств. После ряда модификаций она оказалась подходящей для проведения описываемых далее сопоставительных расчетов. Особенности модели Брюгге и реализованных ее модификаций состоят в следующем.

1. Гипотетическая нефтяная залежь вытянута в направлении с северо-запада на юго-восток и тектонически экранирована по северо-восточной границе. С остальных направлений залежь ограничена контактом с краевыми водами. В пределах залежи имеется непроницаемое тектоническое нарушение, частично экранирующее примерно 1/3 площади нефтеносности на юго-востоке.

2. Нефтенасыщенные толщины достигают 60 м и более. Начальные запасы нефти - 120,3 млн т. Среднее начальное пластовое давление - 162,3 бар.

3. Распределение фильтрационно-емкостных свойств принято в соответствии с одной из реализаций исходной стохастической 3D-модели и характеризуется высокой латеральной и вертикальной неоднородностью. При этом для лучшего соответствия типовым условиям большинства активно разрабатываемых отечественных нефтяных залежей, проницаемость во всех направлениях уменьшена по сравнению с исходной моделью Брюгге в 10 раз. Коэффициент пористости (открытой) изменяется от 8,0 до 27,9% при среднем значении 19,1%, коэффициент эффективной проницаемости (фазовой проницаемости для нефти при остаточной водонасыщенности) вдоль напластования (при некотором различии вдоль осей X и Y) - от 0,004 до 1620-1630 мД, в среднем 18,2 мД, в вертикальном направлении - от 0,0003 до 18,64 мД, в среднем 1,25 мД. Поровый объем водонасыщенных ячеек у границ модели увеличен в 1000 раз по сравнению с исходным в модели Брюгге для моделирования протяженного водонапорного бассейна.

4. Максимальная начальная нефтенасыщенность составляет 74,5%. Коэффициент вытеснения нефти водой равен 0,8. Соотношение концевых значений относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды - 0,4. Вязкость нефти в пластовых условиях - 1,294 мПа·с, воды - 0,32 мПа·с. Модель двухфазная, типа "мертвая нефть" (давление не снижается ниже давления насыщения нефти).

5. Исходная сетка скважин примера Брюгге предполагает реализацию только приконтурного заводнения. Для целей данного примера оно дополнено размещением внутриконтурных нагнетательных скважин и нескольких дополнительных добывающих скважин (см. фиг.1). В основном, первоначальная сетка характеризуется расстоянием между скважинами порядка 600 м. Все скважины - вертикальные, и для простоты анализа вводятся одновременно. Всего добывающих скважин - 20, нагнетательных - 14.

6. Режимы работы добывающих и нагнетательных скважин скорректированы относительно примера Брюгге и приняты следующими:

- добывающие скважины эксплуатируются при забойном давлении 60 бар,

- нагнетательные скважины - при забойном давлении 210 бар, при условии не превышения приемистости 636 м3/сут.

7. Расчет показателей разработки проводится на период 30 лет. Задано условие отключения добывающих скважин по достижении обводненности 95%, однако ни по одной скважине не достигается.

Для исследования целесообразности бурения уплотняющих скважин различного типа рассмотрены следующие 4 варианта.

- Базовый вариант предполагает разработку с использованием исходной сетки скважин в течение всего периода расчета. Накопленная добыча составляет 15,775 млн т, коэффициент извлечения нефти (КИН) - 0,131, конечная обводненность - 56%.

Из приведенных значений очевидно, что имеется значительный резерв не только для локального уплотняющего бурения, но и для оптимизации сетки скважин в целом. Однако для целей данного примера рассматривается только целесообразность локального уплотняющего бурения после 20 лет разработки залежи. Данный момент времени принят, исходя из темпов формирования локальных зон невыработанных запасов.

- Последующие 3 варианта сформированы следующим образом. Исходя из карты нефтенасыщенности после 20 лет разработки, выбрано положение 8 уплотняющих скважин (фиг.1). Все эти скважины вводятся одновременно на 21-й год разработки с режимами, аналогичными первоначальным скважинам. Осуществляется расчет показателей на оставшиеся 10 лет принятого прогнозного периода.

При этом три варианта отличаются типом вводимых уплотняющих скважин. В первом варианте все 8 скважин являются добывающими. Во втором - нагнетательными.

В третьем (комбинированном) варианте реализуется предлагаемый способ повышения эффективности уплотняющего бурения скважин. То есть, тип каждой уплотняющей скважины выбран с учетом локальной величины пластового давления (фиг.2): в зонах пониженного давления вводятся нагнетательные скважины, а в "благополучных" зонах - добывающие.

На фиг.3-6 показаны графики интегральных показателей разработки для 4 вариантов. Их анализ позволяет выделить следующие особенности.

- Бурение уплотняющих скважин во всех случаях оправдывает себя. А именно, накопленная добыча нефти возрастает на 940, 860 и 1260 тыс.т (КИН - на 0,008, 0,007 и 0,01) для вариантов, когда уплотняющие скважины соответственно являются добывающими, нагнетательными и при комбинации двух их типов (фиг.3).

Наиболее привлекательным, с заметным отрывом, оказывается вариант с индивидуальным выбором типа уплотняющей скважины для каждой зоны. Средняя накопленная добыча нефти по уплотняющим скважинам за 10 лет в этом случае составляет 157,5 тыс.т/скв, включая нагнетательные.

- С точки зрения эффективности капитальных затрат, представляет интерес динамика суточной добычи нефти. Из фиг.4 видно, что вариант с добывающими уплотняющими скважинами отличается ожидаемо наибольшими показателями суточной добычи в 21-м году. Однако в дальнейшем, также ожидаемо, имеет место быстрое их снижение.

Обратные тенденции демонстрирует вариант с "нагнетательным уплотнением". Здесь рост добычи нефти происходит постепенно, по мере роста пластового давления. То есть, с точки зрения дисконтированных экономических показателей, он менее привлекателен. Зато имеет лучшие тенденции к концу расчетного периода.

Комбинированный вариант объединяет преимущества двух предыдущих. Здесь имеют место и достаточно высокий прирост добычи в момент запуска уплотняющих скважин и наиболее привлекательная динамика добычи в течение всего последующего периода.

- Данные фиг.5 поясняют тенденции, наблюдаемые на фиг.4. Так, уплотнение сетки без ввода нагнетательных скважин ожидаемо приводит к резкому ускорению темпов падения пластового давления.

В случае уплотняющего бурения только нагнетательных скважин среднее пластовое давление возрастает быстрыми темпами и к концу расчетного периода превышает начальное. В отдельных зонах залежи имеет место сильная перекомпенсация. Это негативный фактор как с точки зрения потенциальной опасности ускоренного обводнения, так и в плане технологических осложнений при проведении ремонтных работ на скважинах.

Комбинированный вариант демонстрирует более привлекательную, плавную динамику роста пластового давления, выполаживающуюся на уровне начальных его величин к концу 30 лет расчета. То есть, бурение уплотняющих нагнетательных скважин целесообразно только в зонах локальной недокомпенсации. А на благополучных по давлению участках такие скважины работают "вхолостую".

Сказанное подтверждает фиг.7. Здесь приведена карта пластового давления на конец прогнозного периода по комбинированному варианту. Видно, в сравнении с фиг.2, что его распределение характеризуется отсутствием существенных аномалий в пределах области дренирования. Как в зонах бурения нагнетательных, так и добывающих уплотняющих скважин.

- На первый взгляд, противоречивыми представляются динамики обводненности на фиг.6. Однако, они имеют следующее объяснение.

Ввод уплотняющих добывающих скважин в зонах повышенной нефтенасыщенности приводит к снижению интегральной обводненности продукции. С другой стороны, в дальнейшем имеет место более интенсивное снижение давления в зонах отбора по сравнению с базовым вариантом. А следовательно, и ускоренное продвижение закачиваемой воды к забоям добывающих скважин. Поэтому именно вариант с "добывающим" уплотнением к концу прогнозного периода отличается наиболее высокой обводненностью продукции. Здесь важно, что темпы роста обводненности предопределяют, в основном, добывающие скважины первоначальной сетки, тогда как уплотняющие скважины характеризуются меньшей степенью обводнения.

Напротив, бурение уплотняющих скважин в варианте нагнетательных способствует активизации локальных невыработанных запасов нефти и продвижению их в сторону обводненных добывающих скважин. Поэтому имеет место постепенное и существенное снижение общей обводненности продукции. Хотя за пределами рассматриваемого периода можно ожидать негативных последствий перекомпенсации.

Комбинированный вариант характеризуется промежуточной динамикой обводненности: она существенно снижается на 21-й год за счет ввода уплотняющих добывающих скважин и в дальнейшем возрастает сопоставимыми темпами с базовым вариантом, но при меньших абсолютных ззначениях.

Таким образом, приведенные результаты расчетов свидетельствуют о целесообразности реализации предлагаемого способа повышения эффективности уплотняющего бурения скважин. Предлагаемый способ позволяет решить задачу повышения объемов и достижения более стабильной динамики добычи нефти по вводимым уплотняющим скважинам при сохранении или повышении уровней добычи нефти по скважинам первой стадии, без необходимости увеличения капитальных затрат на уплотняющее бурение.

Способ повышения эффективности уплотняющего бурения скважин, включающий построение карт распределения невыработанных запасов нефти и/или карт текущей нефтенасыщенности, выбор местоположения уплотняющих добывающих скважин в зонах локализации невыработанных запасов нефти и проведение технико-экономической оценки эффективности бурения уплотняющих скважин с использованием адаптированной к данным предшествующих эксплуатации и исследования скважин трехмерной геолого-технологической модели залежи, отличающийся тем, что на основе данных эксплуатации и исследования скважин строят карты распределения текущего пластового давления; места размещения и тип уплотняющих скважин выбирают на основе комплексного рассмотрения карт распределения невыработанных запасов нефти и/или карт текущей нефтенасыщенности и карты распределения текущего пластового давления, местоположение добывающих уплотняющих скважин выбирают в зонах локализации невыработанных запасов нефти с текущими значениями пластового давления более 85-90% от начальной величины, местоположение нагнетательных уплотняющих скважин выбирают в зонах локализации невыработанных запасов нефти с текущими значениями пластового давления менее 85-90% от начальной величины, технико-экономическую оценку эффективности бурения уплотняющих скважин осуществляют на основе прогнозных технологических показателей по залежи в целом или ее участку, охватывающему все проектные уплотняющие скважины и соседние с ними ранее пробуренные скважины.

www.findpatent.ru

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

Текущий дебит

Cтраница 1

Текущие дебиты всех скважин в настоящее время очень сильно снизились и к моменту производства в них гидравлического разрыва пласта составляли 0 05 - 0 50 т / сутки.  [1]

Здесь текущие дебиты нанесены в зависимости от мощности песчаника Для различных глубин вскрытия и для двух скважин с различными радиусами.  [2]

Текущие дебиты газа устанавливают путем газодинамических расчетов, которые учитывают темпы падения пластового давления в залежи и обводнения.  [3]

Текущие дебиты воды, нефти и жидкости вычисляют также по данным выше формулам.  [5]

Текущие дебиты газа устанавливают путем газодинамических расчетов, с учетом темпов падения пластового давления в залежи и обводнения.  [6]

Наиболее высокие текущие дебиты имеют бобриковские ГС ( в среднем 21 1 и 14 3 т / сут.  [7]

Понижающийся текущий дебит для постоянного QC с уплотнением сетки размещения скважин возникает из уменьшения площади питания на скважину у контакта вода-нефть. Изменение дебитов в зависимости от расстояния между скважинами происходит, как и следует ожидать, довольно медленно.  [8]

Понижающийся текущий дебит для постоянного дс с уплотнением сетки размещения скважин возникает из уменьшения площади питания на скважину у контакта вода-нефть. Изменение дебитов в зависимости от расстояния между скважинами происходит, как и следует ожидать, довольно медленно.  [9]

Изменение текущих дебитов тесно связано с величиной дебитов и степенью уплотнения скважин. Чем выше дебит и чем больше уплотнение скважин, тем быстрее первый снижается.  [10]

В целом текущий дебит следует рассматривать как функцию, сложенную непрерывно изменяющимися величинами. Для практических целей достаточно принять / 2 ( /), сложенную величинами, имеющими постоянное значение в течение конечных отрезков времени.  [11]

При расчетах текущих дебитов величина мощности уменьшается на величину коэффициента воздействия.  [12]

Для определения текущего дебита воды, фильтрация которой в призабойной зоне описывается законом Дарси, воспользуемся соотношением между коэффициентом фильтрационного сопротивления а - и коэффициентом продуктивности этого пропластка по воде сш.  [13]

Поэтому сравнение текущих дебитов жидкости с амплитудным дебитом приближенно показывает уже запроектированное необходимое форсирование отбора жидкости. Как видно из табл. 6.3, 6.4, 6.5, 6.6 и 6.7, при проведении контроля по скважинам предельной обводненности Л2 0 98 при средней вязкости нефти ( при коэффициенте различия физических свойств Но 3) форсирование отбора жидкости достигает 1 3 раза, при повышенной и высокой вязкости нефти ( при коэффициенте различия Цо 30 и ц 300) форсирование отбора жидкости достигает 4 раз. Как видно из табл. 6.8, при отсутствии контроля по скважинам предельной обводненности Л2 0.98 необходимое форсирование по скважинам при ( До 3 достигает 1 5 раза, при Цо 30 достигает 8 - 12 раз, а при 0о 300 достигает 15 - 30 раз.  [14]

При определении начальных и текущих дебитов газа ( газоконденсата) исходят из условий обеспечения проектного уровня отбора по месторождению минимальным количеством скважин. Но при этом надо учитывать факторы, которые могут ограничить величину максимально допустимых дебитов.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Средний дебит - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Средний дебит - нефть

Cтраница 4

При совместной эксплуатации тульско-бобриковского и турнейского горизонтов средний дебит нефти добывающей скважины стал равным 17 43 т / сут, а всего ( 34 8) 42 скважины.  [46]

В итоговой таблице значений и - функции среднего дебита нефти проектной скважины выделены области, где объединение нефтяных пластов в эксплуатационные объекты нерационально и нецелесообразно. Эти же области выделены в табл. 2.3 значений V2 - расчетной послойной неоднородности эксплуатационного объекта.  [48]

Если не снижается общая нефтеотдача пластов и увеличивается средний дебит нефти за все время разработки, то нефтяные пласты объединяют в эксплуатационные объекты.  [49]

Полученные результаты по 30 скважинам показывают, что средний дебит нефти увеличивается в 2 раза, а содержание воды в добываемой нефти уменьшается в 2 8 раза.  [50]

Поэтому объединение нефтяных пластов считается рациональным, если средний дебит нефти увеличивается, а не снижается; если увеличение амплитудного дебита нефти больше увеличения суммарного отбора жидкости при неизменном суммарном отборе нефти.  [51]

В связи с этим была построена общая зависимость среднего дебита нефти qfc от параметра тэ - Т после ОПЗ. Как видим ( рис. 4), эта зависимость в данном случае также получилась обратной: чем выше фильтрационно-емко-стные свойства пласта, характеризуемые параметром тэ - Т, тем ниже днгс.  [52]

В связи с этим была построена общая зависимость среднего дебита нефти qfc от параметра т - Т после ОПЗ.  [53]

Представляет интерес динамика нефте - и водосодержания в среднем дебите нефти добывающих скважин и обводненности продукции. Исследованиями установлено, что после закачки гелевой композиции средний дебит нефти скважин, в основном, увеличивается, а обводненность уменьшается или остается практически неизменной.  [54]

По предлагаемому критерию подобное укрупнение, приводящее к снижению среднего дебита нефти на пробуренную скважину, считается нецелесообразным.  [55]

В качестве критерия рациональности можно принять следующее: достижение наибольшего среднего дебита нефти на пробуренную скважину при условии обеспечения заданного коэффициента нефтеотдачи - заданного коэффициента извлечения подвижных запасов нефти.  [56]

В настоящее время дополнительные сквашты находятся в експяуа-тацяй со средним дебитом нефти И 5 м3 / сут, а жидкости - 39 8 в пластовых условиях Накопленную добычу нефти по дополнительно пробуренным скважинам за четыре года разработки участка следует считать довольно высокой.  [57]

По всем участкам проанализирован характер изменения текущих показателей разработки ( средний дебит нефти, жидкости, закачки воды) по скважинам с ГРП, по окружающим скважинам и участку в целом, а также характеристики вытеснения.  [58]

В любом случае суммарный эффект обработки определяют путем сравнения того же среднего дебита нефти до обработки со средним дебитом нефти после обработки в течение всего эффективного периода работы скважины. Например, до обработки средний дебит нефти был равен 10 т / сут, а после обработки скважину эксплуатировали со средним дебитом нефти 15 т / сут в течение 100 дней.  [60]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru

Совершенствование способа измерения дебита нефтяных скважин | Сафаров

Соколов С.М., Горбатиков В.А., Тарасов М.Ю., Фахретдинов И.З. О модернизации старых нефтяных месторождений Западной Сибири и комплексном проектировании их разработки и обустройства // Нефтяное хозяйство. 2009. № 11. С. 120-123.

Шаякберов В.Ф., Исмагилов Р.Р., Латыпов И.А. Новые технологии модернизации обустройства старых нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. 2010. № 1. С. 8-11.

ГОСТ Р 8.615-2005. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования. М.: Стандартинформ, 2006. 19 с.

Изменение № 1 ГОСТ Р 8.615-2005. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования. М., 2009.

Газаров А.Г., Шаякберов В.Ф., Мугатабарова А.А. К вопросу измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа (в порядке дискуссии) // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2009. № 10. С. 28-31.

Пат. 2342528 РФ, МПК E 21 B 47/10, E 21 B 43/38. Устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа / В.Ф. Шаякберов (РФ). 2007110879/03; Заявлено 23.03.2007; Опубл. 27.12.2008. Бюл. 36.

Пат. 2199662 РФ, МПК Е 21 В 47/10. Устройство для измерения дебита скважин / Р.Р. Сафаров, Р.А. Сафаров, Б.Р. Сафаров (РФ). 2001114741/03; Заявлено 29.05.2001; Опубл. 27.02.2003.

А.с. 1530765 РФ, МПК Е 21 В 47/10. Устройство для измерения дебита скважин / Р.Р. Сафаров (РФ). 4329854; Заявлено 16.11.1987; Опубл. 23.12.1989.

А.с. 1211460 РФ, МПК F 04 D 13/10. Скважинная насосная установка / М.Д. Валеев, Ф.Х. Хатмуллин, Р.А. Зайнашев (РФ). 3779135; Заявлено 31.07.1984; Опубл. 15.02.1986.

Пат. 1782294 РФ, МПК F 04 D 13/12. Входное устройство скважинного насоса / В.И. Чудин, В.И. Попов (РФ). 4827428; Заявлено 21.05.1990; Опубл. 15.12.1992.

Пат. 2351757 РФ, МПК Е 21 В 47/10. Способ измерения дебита нефтяных скважин и устройство для его осуществления (варианты) / Р.Р. Сафаров, Я.Р. Сафаров, А.Р. Сафаров, Л.Р. Исланова, Н.К. Васильев, М.Д. Акульшин (РФ). 2007133351/03; Заявлено 05.09.2007; Опубл. 10.04.2009. Бюл. 10.

ntj-oil.ru

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

Отбираемый дебит

Cтраница 1

Отбираемые дебиты и их распределение таковы, что позволяют иметь непрерывное и равномерное перемещение раздела газ - нефть; при этом не происходит утечки газа из газовой шапки сквозь нефтяную зону вниз по падению пластов.  [1]

Отбираемые дебиты и их распределение таковы, что позви ляют иметь непрерывное и равномерное перемещение раздела газ - нефть; при этом не происходит утечки газа из газовой шапки сквозь нефтяную зону вниз по падению пластов.  [2]

Эти данные отражают отбираемые дебиты пластовых жидкостей, а также скорости заводнения.  [3]

Решим теперь ту же задачу, когда задан отбираемый дебит.  [4]

Насыщение конденсатом по существу прямо пропорционально квадрату падения давления или квадрату отбираемого дебита. Это накопление может достигнуть значительной величины в плотных породах, дающих обогащенный газ, но оно не отражает основных потерь в большинстве процессов циркуляции газа.  [5]

Представление об установившемся состоянии течения воды в водоносном коллекторе показывает роль отбираемого дебита нефти и газа при установлении падения пластового давления. Можно показать, что для водоносных коллекторов, обладающих достаточной емкостью и физическими свойствами, которые могут обеспечить нефтеотдачу при помощи вытеснения водой на протяжении значительного периода разработки нефтяной залежи, необходимо учитывать при количественном описании режима пласта переходные состояния и упругость воды. Однако эти же соображения показывают, что в пределах нефтяных резервуаров для более ограниченных расстояний переходные явления кратковременны и обычно могут не приниматься во внимание, если только поро-вое пространство не содержит фазы свободного газа.  [6]

Представление об установившемся состоянии течения воды в водоносном коллекторе показывает роль отбираемого дебита нефти и газа при установлении падения пластового давления. Однако в большинстве практических задач необходимо учитывать также упругость пластовой воды. Можно показать, что для водоносных коллекторов, обладающих достаточной емкостью и физическими свойствами, которые могут обеспечить нефтеотдачу при помощи вытеснения водой на протяжении значительного периода разработки нефтяной залежи, необходимо учитывать при количественном описании режима пласта переходные состояния и упругость воды. Однако эти же соображения показывают, что в пределах ефтяных резервуаров для более ограниченных расстояний переходные явления кратковременны и обычно могут не приниматься во внимание, если только пороков пространство не содержит фазы свободного газа.  [7]

Эти водонефтяные границы не дают резко очерченного раздела между областями отбора чистой нефти и воды, которые обычно отделяются друг от друга переходной зоной с меняющимся содержанием воды в отбираемом дебите.  [8]

В принципе граничное условие на зажимах электрической цепи, моделирующих границу воды и нефти, может быть выполнено либо в виде заданного давления, или изменения напряжения, либо изменением силы тока или отбираемого дебита. При изучении водоносного резервуара обычно применяется последний параметр. Это создается при помощи ряда цепей, включающих лампы; каждая устанавливается так, что разрешает иметь постоянные расходы тока на зажимах цепи и связывается с последней цепью, контролирующей время в последовательности, соответствующей исследуемому изменению отбора жидкости.  [9]

Влияние гравитационного дренирования на общий режим пласта определяется именно относительной величиной этих скоростей, и отношение проницаемость - вязкость не имеет большего значения для постоянных структурных условий и эксплуатации скважин в открытую. Если же отбираемые дебиты строго ограничены независимо от продуктивной способности нефтяного коллектора, то отношение проницаемость - вязкость может стать контролирующим фактором при эксплуатации.  [10]

Влияние гравитационного дренирования на общий режим пласта определяется именно относительной величиной этих скоростей, и отношение проницаемость - вязкость не имеет большого значения для постоянных структурных условий и эксплуатации скважин в открытую. Если же отбираемые дебиты строго ограничены - независимо от продуктивной способности нефтяного коллектора, то отношение проницаемость - вязкость может стать контролирующим фактором при эксплуатации.  [11]

Влияние размещения скважин или отбираемого дебита на суммарную добычу нефти из лласта при режиме растворенного газа определяется только решением основных уравнений 4.7 ( 1), учитывающих распределение давления внутри пласта и фактор времени. Пока этот анализ не будет выполнен, физическая основа размещения скважин на месторождениях с газовым режимом и его связь с дебитами в основном опирается на гипотезу.  [12]

Влияние размещения скважин или отбираемого дебита на суммарную добычу нефти из пласта при режиме растворенного газа определяется только решением основных уравнений 4.7 ( 1), учитывающих распределение давления внутри пласта и фактор времени. Пока этот анализ не будет выполнен, физическая основа размещения скважин на месторождениях с газовым режимом и его связь с дебитами в основном опирается на гипотезу.  [13]

Как и следует ожидать, падение давления является функцией не просто общего вытеснения пластовых жидкостей, выраженного через х, но также и скорости отбора нефти, определяемой через г. Этот вывод находится в прямом противоречии с поведением нефтяных подземных резервуаров с режимом растворенного газа, где давление является функцией главным образом суммарной нефтеотдачи. При механизме истощения газовой энергии отбираемый дебит нефти влияет на давление постольку, поскольку он может воздействовать на величину газового фактора, гравитационное разделение жидкостей или дренирование нефти в пласте.  [14]

Основным параметром, характеризующим производительность водоносного пласта и отбираемый дебит нефти, является соотношение максимально возможного расхода краевой воды при установившемся ее поступлении в продуктивный пласт и дебита нефти.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

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

Начальный дебит - скважина

Cтраница 1

Начальные дебиты скважин составляли 15 - 30 т / сутки.  [1]

Начальные дебиты скважин достигают 40 - 50 т нефти в сутки.  [2]

Начальные дебиты скважин по нефти колебались в пределах от 1 7 до 33 7 т / сутки и составляют в среднем на одну скважину 9 2 т / сутки.  [3]

Начальные дебиты скважин за первый месяц эксплоатации были известны. Поделив начальный дебит на вскрытую эффективную мощность песков, получаем начальный уд.  [5]

Начальные дебиты скважин в процессе их эксшюатации снижаются в довольно быстром темпе.  [6]

Прогнозный начальный дебит скважины по нефти определяют по алгоритму, описанному в гл. Затем с учетом реальных значений пороговых критериев для конкретного эксплуатационного объекта оконтури-ваются зоны с рентабельным бурением новых скважин. Окончательный - выбор точек под бурение уплотняющих скважин производится в пределах этих зон с учетом данных анализа технического состояния ранее разбуренного фонда скважин.  [7]

Определяется начальный дебит скважины при фонтанировании.  [8]

Если начальный дебит скважины будет больше, чем полученный по формуле (10.72), то тогда, очевидно, лифт, рассчитанный на условия конца фонтанирования, не пропустит начального дебита скважины. В этом случае для обеспечения получения начальных оптимальных дебитов необходимо лифт рассчитать для начальных условий фонтанирования. Так как обычно наибольшие дебиты скважины бывают в начале фонтанирования, то поэтому расчет диаметра лифта для начальных условий следует производить на режим его работы в точке макс.  [9]

Если начальный дебит скважины больше, чем полученный по приведенной выше формуле, то, очевидно, подъемник, рассчитанный на условия конца фонтанирования, не пропустит начального дебита скважины. В этом случае для обеспечения получения начальных оптимальных дебитов необходимо рассчитать подъемник для начальных условий фонтанирования. Так как обычно наибольшие дебиты скважины бывают в начальный период фонтанирования, то диаметр подъемника для начальных условий следует рассчитывать с учетом режима его работы в точке тах.  [10]

В графе начальный дебит скважины Онач, тыс. м3 / сут, приведены начальные значения четверти дебита по вскрытым пропласткам. Так, например, в табл. 5.3 в варианте V01H в графе с дебитом приведенные числа 1 - 100; 2 - 0 2; 3 - 50 и 4 - 100 означают, что из четверти дренируемой скважиной зоны вскрыты четыре пропластка ( 1 - 4) и дебит из 1 / 4 первого пропластка Qi 100 тыс. м3 / сут, из второго Qj 2 тыс. м3 / сут ( проницаемость этого пропластка k2 0 001 мкм2), из третьего Оз 50 тыс. м / сут, а из четвертого Qa 100 тыс. м3 / сут. Суммарный дебит из четверти зоны дренирования из четырех вскрытых пропластков с проницаемостями соответственно 0 5; 0 001; 0 25 и 0 5 мкм составляет ZQ 250 2 тыс. м3 / сут.  [11]

Дается обоснование начальных дебитов скважин, закладываемых в расчеты, количество бурящихся и вводимых в эксплуатацию из числа пробуренных разведочных скважин. Освещаются перспективы добычи нефти на период пробной эксплуатации, объемы закачиваемой воды ( при наличии нагнетательных скважин) и перспективы разработки с учетом его полного развития.  [12]

Для прогнозирования начальных дебитов скважин при дальнейшем разбуривании залежи необходимо знать плотность распределения вероятностей этих дебитов.  [13]

Мероприятиям по увеличению начального дебита скважин до возможного в данных условиях максимума придается исключительное значение и для этих целей в каждом отдельном случае выбираются наиболее эффективные методы и средства по закан-чиванию. Комплекс процессов, связанных с этим, является в настоящее время самостоятельной областью техники строительства скважин, вооруженной специальным оборудованием, материалами и технически обоснованными методами для выполнения отдельных операций после подхода долота к продуктивному горизонту. Разработаны способы сохранения естественной проницаемости пласта и разнообразные методы ее улучшения. Меры борьбы с песком являются зачастую профилактическими и принимаются до сдачи скважины в эксплуатацию.  [14]

Соответственно для первого варианта начальный дебит скважин, исчисленный по формулам, приведенным в [52], составляет 1 5 млн. м3 / сут, для второго - 2 0 млн. м3 / сут, для третьего - 3 0 млн. м3 / сут.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

дебит нефти - это... Что такое дебит нефти?

  • дебит нефти — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN oil flow rateoil production rateoil yield …   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 нефтеотдачи — норма отбора (нефти из пласта) — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность Синонимы норма отбора (нефти из пласта) EN rate of production …   Справочник технического переводчика

  • 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 — 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

  • Дебит — Не путать с дебетом в экономике. Дебит (фр. debit  сбыт, расход)  объём жидкости (воды, нефти) или газа, стабильно поступающий из некоторого естественного или искусственного источника в единицу времени. Дебит является интегральной… …   Википедия

  • dic.academic.ru