Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Амплитудный дебит нефти это


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

Амплитудный дебит

Cтраница 1

Амплитудный дебит - это возможный дебит нефти залежи при одновременном ( мгновенном) разбуривании всех скважин ( л) и осуществлении необходимых технических мероприятий.  [1]

Амплитудный дебит может меняться ( снижаться) из-за движения бурения скважин от участков повышенной к участкам пониженной эффективной толщины, при разделении эксплуатационного объекта на более мелкие с меньшей эффективной толщиной, при нехватке объема закачиваемой воды и снижении забойного давления нагнетательных скважин, при одновременном снижении забойного давления добывающих скважин ниже уровня давления насыщения нефти газом, разгазировании и снижении коэффициентов продуктивности по нефти. Наоборот, амплитудный дебит может увеличиваться при необходимом увеличении объема закачиваемой воды, повышении забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин, повышении коэффициентов продуктивности по нефти.  [2]

Амплитудный дебит прямо пропорционален ф - функции относительной производительности скважины.  [3]

Представление амплитудного дебита и начальных извлекаемых запасов нефти в виде произведения нескольких величин сделано неспроста, это коренным образом упрощает и ускоряет расчеты по оптимизации разработки нефтяных месторождений.  [4]

Увеличение амплитудного дебита нефтяной залежи возможно благодаря увеличению о - общего числа скважин или ( Рсн - Рсэ) - разности забойных давлений, или т - среднего коэффициента продуктивности, или одновременно того, другого и третьего.  [5]

При этом амплитудный дебит работающих скважин возрастает в 1 32 раза с д0 0 431 млн. т / год до д0 0 569 млн. т / год.  [6]

В формулах амплитудного дебита и динамики добычи нефти явно прослеживается тенденция выделения основных параметров и действующих факторов. Это делают для того, чтобы расчленить сложную проблему и по частям ее решить. Для этого необходимо множество параметров и факторов представить взаимно независимыми, что радикальным образом упрощает получение решения.  [7]

Такое представление амплитудного дебита в виде произведения нескольких параметров, нескольких коэффициентов и функции относительной производительности сделано неслучайно, целенаправленно, чтобы радикальным образом упростить математическое решение проблемы оптимизации.  [8]

Данные об амплитудном дебите приведены ниже.  [9]

Общая ошибка определения амплитудного дебита состоит из трех частей: ошибки из-за неточности расчетной формулы, ошибки определения возможного среднего коэффициента продуктивности скважины и ошибки вследствие невыполнения запроектированных технических мероприятий по общему числу пробуренных скважин, соотношению добывающих и нагнетательных скважин и перепаду давления между их забоями.  [10]

При условии стабильности амплитудного дебита скважины ( 43 т / сут или 15 7 тыс. т / г.) и равномерного темпа бурения скважин был рассчитан вариант разработки Ромашкинского месторождения.  [11]

Так, увеличение амплитудного дебита скважины при одной и той же предельной себестоимости добычи нефти позволяет продлить эксплуатацию скважины до более высокой предельной обводненности продукции и в итоге больше отобрать нефти.  [12]

Отмечая простоту формулы амплитудного дебита нефтяной залежи ( явный учет всех существенных параметров и факторов), надо особо отметить простоту функции относительной производительности скважины и то обстоятельство, что при постоянстве этой функции производительности ( при постоянстве схемы заводнения и соотношения добывающих и нагнетательных скважин) увеличение общего числа скважин приводит к прямо пропорциональному увеличению общего дебита, что сгущение сетки скважин не приводит к уменьшению дебита на скважину. При проектировании разработки большинства нефтяных месторождений ( когда применяется внутриконтурное заводнение, либо потому что достаточно велика нефтяная площадь, либо потому что малопродуктивные нефтяные пласты) сначала надо определить рациональную максимальную величину функции относительной производительности скважины, затем сохранять эту рациональную величину и определять рациональное общее число скважин, рациональную величину начальных извлекаемых запасов нефти на скважину.  [13]

Коэффициенты линейной зависимости характеризуют амплитудный дебит или его некоторую часть и начальные извлекаемые запасы нефти или их какую-то часть по рассматриваемому нефтяному месторождению.  [14]

Дебит нефти в долях амплитудного дебита равен единице минус накопленный отбор нефти в долях введенного в разработку начального извлекаемого запаса нефти.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Амплитудный дебит - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Амплитудный дебит - нефть

Cтраница 3

Она позволяет ( путем экстраполяции прямолинейных отрезков вверх и вниз до пересечения с осями ординат и абсцисс) увидеть динамику изменения численных значений текущего амплитудного дебита жидкости на пробуренную скважину и введенных в разработку начальных извлекаемых запасов жидкости. При этом амплитудный дебит жидкости может быть больше амплитудного дебита нефти на величину амплитудного дебита воды - посторонней воды, никак не связанной с вытеснением нефти закачиваемой водой, возможно, присутствующей в дебите жидкости с самого начала или возникшей позже из-за потери герметичности добывающими скважинами, поступающей не из нефтяных, а из других водяных слоев и пластов. А недостаточно большой ожидаемый суммарный отбор жидкости, вернее, недостаточно большой ожидаемый суммарный отбор воды - может объяснить причину снижения введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти, состоящую в ограничении работы обводненных добывающих скважин, в снижении их предельной обводненности по сравнению с утвержденной проектной величиной.  [31]

Пусть при раздельной разработке по каждому пласту отбирают один объем нефти и два объема воды. Тогда при совместной разработке двух пластов сразу вдвое увеличивается амплитудный дебит нефти добывающих скважин, по лучшему пласту, который вдвое лучше, отбирают один объем нефти и пять объемов воды. А по худшему пласту отбирают один объем нефти и два объема воды.  [32]

Эти уравнения являются сплайн-функциями первой степени. Коэффициенты этих уравнений, которые могут изменяться, имеют четкий технологический смысл; это амплитудный дебит нефти и начальные извлекаемые запасы нефти; это начальные извлекаемые запасы жидкости, коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющей воды, расчетные начальные извлекаемые запасы жидкости, число скважин по проектной сетке и начальный запас скважино-лет работы.  [33]

В рассматриваемую проблему возможности и целесообразности совместной разработки нефтяных пластов вклиниваются современные научно-технические достижения: металлические пла-стоперекрыватели и химические средства, позволяющие эффективно изолировать обводненные нефтяные пласты. Тогда оказывается возможным объединение пластов, значительно различающихся по средней проницаемости, лишь бы значительно увеличивался их совместный амплитудный дебит нефти.  [34]

Будучи построенными, что эти две зависимости - эти две кривые - показывают. Самое главное, что первая зависимость ( дебита нефти на пробуренную скважину от накопленного отбора нефти) при ее экстраполяции до оси ординат показывает текущий амплитудный дебит нефти на пробуренную скважину, а при ее экстраполяции до оси абсцисс текущие введенные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти. Такая экстраполяция выполняется для прямолинейных ( почти прямолинейных) отрезков установленной общей криволинейной зависимости.  [35]

Будучи построенными, что эти две зависимости - эти две кривые - показывают. Самое главное, что первая зависимость ( дебита нефти на пробуренную скважину от накопленного отбора нефти) при ее экстраполяции до оси ординат показывает текущий амплитудный дебит нефти на пробуренную скважину, а при ее экстраполяции до оси абсцисс текущие, введенные в разработку, начальные извлекаемые запасы нефти. Такая экстраполяция выполняется для прямолинейных ( почти прямолинейных) отрезков установленной общей криволинейной зависимости. Особенно важно, что такая зависимость позволяет заблаговременно увидеть будущие негативные результаты, когда ежегодное значительное бурение скважин поддерживает уровень добычи нефти, но уже не дает увеличение введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти, как, например, это произошло по Узен-скому нефтяному месторождению, где, несмотря на постоянное бурение скважин, уже в 1985 г. прекратился ввод еще не введенных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти, хотя фактически введенные составляли менее двух третей от официально утвержденных начальных извлекаемых запасов.  [36]

При заданной производительности забойное давление оказывается значительно выше давления насыщения нефти газом. Значит, депрессия на нефтяные пласты ( разность пластового и забойного давлений) оказывается значительно ниже возможной рациональной максимальной депрессии; соответственно начальный максимальный или амплитудный дебит нефти оказывается значительно ниже возможного.  [37]

Данный анализ осуществляется путем решения серии обратных задач. При этом используются [18]: уравнение эксплуатации добывающей скважины, уравнения разработки нефтяной залежи, конкретно, уравнение добычи нефти и уравнение добычи жидкости, плюс формулы амплитудного дебита нефти и коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющего агента.  [38]

При переходе от одного периода к другому происходят изменения амплитудных дебитов и начальных извлекаемых запасов для нефти и для расчетной жидкости, могут изменяться соотношения амплитудных дебитов у расчетной жидкости и нефти, могут изменяться соотношения начальных извлекаемых запасов у расчетной жидкости и нефти. Удельный амплитудный дебит нефти может уменьшаться или увеличиваться в связи с уменьшением или увеличением потребности в нефти, но это будет ясно видно по увеличению или уменьшению забойного давления, по уменьшению или увеличению депрессии на нефтяные пласты; удельный амплитудный дебит нефти может уменьшиться, если бурение скважин перешло на значительно менее продуктивный участок нефтяной залежи; может уменьшиться, если значительно снизилось качество бурения скважин и происходит засорение прискважинной зоны нефтяных пластов, если низкое качество эксплуатации и во время эксплуатации сильно засоряются при-скважинные зоны пластов; наоборот удельный амплитудный дебит нефти увеличится, если проводятся гидравлические разрывы пластов, но при этом может возрасти расчетная доля посторонней воды и некоторая часть скважин выйдет из строя, а вместо них придется бурить новые скважины-дублеры; удельный амплитудный дебит нефти может уменьшиться из-за значительного снижения забойного давления ниже давления насыщения, а при высоком газосодержании нефти и низком минимальном забойном давлении фонтанирования безводной нефтью ( значительно ниже давления насыщения) такое может произойти самопроизвольно.  [39]

При переходе от одного периода к другому происходят изменения амплитудных дебитов и начальных извлекаемых запасов для нефти и для расчетной жидкости, могут изменяться соотношения амплитудных дебитов у расчетной жидкости и нефти, могут изменяться соотношения начальных извлекаемых запасов у расчетной жидкости и нефти. Удельный амплитудный дебит нефти может уменьшаться или увеличиваться в связи с уменьшением или увеличением потребности в нефти, но это будет ясно видно по увеличению или уменьшению забойного давления, по уменьшению или увеличению депрессии на нефтяные пласты; удельный амплитудный дебит нефти может уменьшиться, если бурение скважин перешло на значительно менее продуктивный участок нефтяной залежи; может уменьшиться, если значительно снизилось качество бурения скважин и происходит засорение прискважинной зоны нефтяных пластов, если низкое качество эксплуатации и во время эксплуатации сильно засоряются при-скважинные зоны пластов; наоборот удельный амплитудный дебит нефти увеличится, если проводятся гидравлические разрывы пластов, но при этом может возрасти расчетная доля посторонней воды и некоторая часть скважин выйдет из строя, а вместо них придется бурить новые скважины-дублеры; удельный амплитудный дебит нефти может уменьшиться из-за значительного снижения забойного давления ниже давления насыщения, а при высоком газосодержании нефти и низком минимальном забойном давлении фонтанирования безводной нефтью ( значительно ниже давления насыщения) такое может произойти самопроизвольно.  [40]

При переходе от одного периода к другому происходят изменения амплитудных дебитов и начальных извлекаемых запасов для нефти и для расчетной жидкости, могут изменяться соотношения амплитудных дебитов у расчетной жидкости и нефти, могут изменяться соотношения начальных извлекаемых запасов у расчетной жидкости и нефти. Удельный амплитудный дебит нефти может уменьшаться или увеличиваться в связи с уменьшением или увеличением потребности в нефти, но это будет ясно видно по увеличению или уменьшению забойного давления, по уменьшению или увеличению депрессии на нефтяные пласты; удельный амплитудный дебит нефти может уменьшиться, если бурение скважин перешло на значительно менее продуктивный участок нефтяной залежи; может уменьшиться, если значительно снизилось качество бурения скважин и происходит засорение прискважинной зоны нефтяных пластов, если низкое качество эксплуатации и во время эксплуатации сильно засоряются при-скважинные зоны пластов; наоборот удельный амплитудный дебит нефти увеличится, если проводятся гидравлические разрывы пластов, но при этом может возрасти расчетная доля посторонней воды и некоторая часть скважин выйдет из строя, а вместо них придется бурить новые скважины-дублеры; удельный амплитудный дебит нефти может уменьшиться из-за значительного снижения забойного давления ниже давления насыщения, а при высоком газосодержании нефти и низком минимальном забойном давлении фонтанирования безводной нефтью ( значительно ниже давления насыщения) такое может произойти самопроизвольно.  [41]

В условиях рассматриваемых нефтяных месторождений при СТАНДАРТНОМ НАЛОГООБЛОЖЕНИИ экономически эффективный процесс извлечения запасов нефти с отношением дисконтированной прибыли к дисконтированным затратам у инвестора более 15 % может быть только при амплитудном ( начальном максимальном) дебите нефти добывающей скважины 16 т / сут и нефтеотдаче пластов 30 % и менее. При амплитудном дебите нефти добывающей скважины 12 т / сут процесс извлечения запасов нефти становится экономически малоэффективным; так, при нефтеотдаче пластов 21 4 % соотношение дисконтированной прибыли и дисконтированных затрат у инвестора составляет 6 3 %, а при нефтеотдаче пластов 28 5 % оказывается отрицательным. При амплитудном дебите нефти добывающей скважины 8 т / сут процесс извлечения запасов нефти становится экономически крайне малоэффективным: так, при нефтеотдаче пластов 11 3 % соотношение дисконтированной прибыли и дисконтированных затрат у инвестора составляет 2 %, а при нефтеотдаче 17 6 % оказывается отрицательным.  [42]

Рациональное объединение нефтяных пластов низкой и ультранизкой продуктивности в один общий эксплуатационный объект увеличивает не только амплитудный ( начальный максимальный) дебит нефти, но и средний дебит нефти добывающей скважины за время добычи утвержденных извлекаемых запасов. При всех налоговых льготах, принятых правительством Татарстана, при амплитудном дебите нефти добывающей скважины менее 9 т / сут экономически убыточно разбуривать и вводить в разработку нефтяные пласты, тогда как амплитудный дебит добывающей скважины по пластам ультранизкой продуктивности менее 6 т / сут. Вопрос стоит так: либо объединять и разрабатывать, либо не объединять и не разрабатывать.  [43]

С гидродинамической точки зрения вполне понятно, что всякое укрупнение эксплуатационных объектов ( увеличение числа нефтяных пластов) приводит к увеличению начального максимального ( амплитудного) дебита нефти на скважину. Однако при этом происходит увеличение сложности объектов, увеличение неравномерности вытеснения нефти вытесняющим агентом ( обычно закачиваемой водой) и соответственно снижение доли нефти в суммарном отборе жидкости. При нерациональном объединении нефтяных пластов снижение доли нефти в суммарном отборе жидкости превосходит начальное увеличение амплитудного дебита нефти на скважину. Тогда средний дебит нефти на скважину при многих нефтяных пластах оказывается меньше, чем при немногих и единичных нефтяных пластах.  [44]

Вместо ныне применяемых детерминированных сеточных математических моделей могут быть использованы другие математические модели разработки нефтяных месторождений. Так, уже было предложено в качестве постоянно действующей модели разработки нефтяного месторождения использовать адаптивную математическую модель, которая с самого начала и до конца представляет собой сочетание двух идейно различных моделей: вероятностной и детерминированной; и постепенный переход по мере бурения, исследования и эксплуатации скважин и накопления достоверного знания от одной модели к другой. В самом начале господствующей является вероятностная модель, а в самом конце господствующей становится детерминированная модель. Важно отметить, что как в рамках вероятностной модели, так и в рамках детерминированной модели действуют одни и те же уравнения разработки нефтяной залежи или эксплуатационного объекта ( уравнения для большой совокупности скважин) и уравнения эксплуатации отдельной добывающей скважины ( уравнения для одной скважины), только у этих уравнений уточняются их основные параметры: амплитудный дебит нефти и введенные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти и жидкости.  [45]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Амплитудный дебит - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Амплитудный дебит - нефть

Cтраница 1

Амплитудный дебит нефти одной скважины будет прямо пропорционален ( 1 552 0 940 0 796 0 332) 3 62, т.е. больше, чем в предыдущем варианте в п 4 раза.  [1]

Амплитудный дебит нефти на одну пробуренную скважину определяют по следующему стандартному правилу.  [2]

Увеличение амплитудного дебита нефти за счет увеличения ( Рсн - Рсэ) - разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин имеет определенные ограничения.  [3]

Величина ql0 - амплитудного дебита нефти скважины проектной сетки по отдельному нефтяному пласту считается заданной постоянной. Она либо уже определена ( уже определены: параметры нефтяного пласта, рациональная схема размещения добывающих и нагнетательных скважин и их рациональное соотношение, рациональные или предельные значения их забойных давлений), либо однозначно будет определена.  [4]

Итак, подходим к определению амплитудного дебита нефти рассматриваемого эксплуатационного объекта при запроектированном применении горизонтальных скважин.  [5]

По конкретному рассматриваемому нефтяному месторождению снижение амплитудного дебита нефти проектной скважины в 3 раза ( по второму варианту по сравнению с первым) связано с многорядностью размещения добывающих скважин, с частичной потерей природной продуктивности скважин ( не применена глубокая перфорация), а также со снижением депрессии и репрессии на нефтяные пласты.  [6]

В-четвертых, при снижении q - амплитудного дебита нефти проектной скважины значительно снижается достигаемая экономическая эффективность.  [8]

Технологические и технические параметры включают в себя амплитудный дебит нефти на скважину, общее число скважин, введенные в разработку геологические запасы нефти, коэффициент вытеснения нефти агентом, ряд коэффициентов, отражающих влияние зональной и послойной неоднородности по проницаемости и прерывистости пластов на их нефтеотдачу и зависимость суммарного отбора нефти от суммарного отбора жидкости, и долговечность скважины.  [9]

Но при обычно применяемой технологии разработки нефтяного месторождения амплитудный дебит нефти на одну скважину проектной сетки ( вместе добывающие и нагнетательные скважины) примерно втрое меньше.  [10]

Таким образом, получается, что по величине амплитудного дебита нефти вертикально-горизонтальная скважина лучше заменяемых двух вертикальных скважин в v 1 2365 раза и лучше одной горизонтальной скважины в 1 2365: 0 939 1 3169 1 3 раза.  [11]

Поэтому в рассматриваемых условиях при СТАНДАРТНОМ НАЛОГООБЛОЖЕНИИ при амплитудном дебите нефти на 1 добывающую скважину 12 т / сут и на 1 проектную скважину 8 т / сут осуществлять процесс извлечения запасов нефти экономически неэффективно и убыточно.  [12]

Судя по этому показателю, разработка рассматриваемой нефтяной залежи при снижении амплитудного дебита нефти добывающей скважины с 16 до 12 т / сут становится экономически непривлекательной.  [13]

Порядок разбуривания нефтяной залежи такой же, как по 2-му варианту, но амплитудный дебит нефти на 1 скважину проектной сетки существенно меньше и равен ql0 - 3 тыс. т / год.  [14]

Следующее важное соображение: на проектную динамику добычи нефти влияет не только q - амплитудный дебит нефти, но и 2У - утвержденные начальные извлекаемые запасы нефти и Q - накопленные отборы нефти в рассматриваемый t - й момент времени.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

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

Амплитудный дебит

Cтраница 2

Здесь q0 и Q0 - амплитудный дебит и начальные извлекаемые запасы нефти в расчете на одну пробуренную и введенную в работу скважину; п0 - общее число пробуренных и введенных в работу скважин.  [16]

Расчетный дебит жидкости в долях амплитудного дебита равен единице минус расчетный накопленный отбор жидкости в долях расчетного, введенного в разработку начального извлекаемого запаса жидкости.  [17]

Далее было установлено влияние увеличения амплитудного дебита скважины в 10 раз с ql0 0 01 млн т / год до J ОДО млн т / год. Сравнение вариантов показывает ( вариантов 8, 9, 10 11 с вариантами 12, 13 14, 15 табл. 2.17), что при этом в 530 / 430 1 233 раза уменьшается рациональное число скважин проектной сетки, в 171 263 / 16 435 10 421 s 10 раз уменьшается общее число скважин-дублеров, с 0 925 до 0 910 уменьшается рациональная предельная обводненность добывающих скважин, при этом извлекаемые запасы нефти почти не увеличиваются ( с 48 686 млн т до 48 900 млн т или всего на 0 4 %), а извлекаемые запасы жидкости уменьшаются ( за счет уменьшения отбора воды) с 129 054 млн т до 120 580 млн т или на 7 %, а экономическая эффективность увеличивается в 2034 719 / 697 959 2 915 3 раза.  [18]

Средний дебит нефти представляет собой произведение амплитудного дебита на среднюю долю нефти в суммарном отборе жидкости. При объединении нефтяных пластов обычно происходит увеличение неравномерности вытеснения нефти закачиваемой водой, и поэтому уменьшается доля нефти в суммарном отборе жидкости.  [19]

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.  [20]

Как было установлено, при обычном заводнении амплитудный дебит на одну скважину jr / 0 0 0109 млн. т / год.  [21]

Обычно бывает, что проще всего увеличить амплитудный дебит нефтяной залежи путем бурения скважин на сгущение сетки скважин. Бурение на неразбуренной части нефтяной залежи обычно увеличивает не только амплитудный дебит, но и действительно разрабатываемые начальные извлекаемые запасы нефти, то есть вводит в разработку прежде неразрабатываемую часть начальных извлекаемых запасов нефти.  [22]

В предыдущих разделах не была определена величина амплитудного дебита рассматриваемой нефтяной залежи.  [23]

Каждый элемент характеризуется дебитом ( точнее, амплитудным дебитом) добывающей скважины, объемом запасов нефти ( точнее, подвижных запасов) и неоднородностью трубок тока по производительности и скорости вытеснения нефти.  [24]

Далее в первом варианте, т.е. при амплитудном дебите ql 0 01 млн т / год, цо 2 и и 2400, определим максимальный показатель дисконтирования К, при котором экономическая эффективность Э равна нулю.  [25]

Отметим, что все упомянутые сомножители, образующие амплитудный дебит, могут изменяться во времени любым практически возможным образом.  [26]

В эти уравнения в качестве основных параметров входят амплитудный дебит и начальные запасы: нефти, жидкости и сква-жино-лет работы. Эти уравнения в виде сплайн-функций первой степени могут математически описывать фактически наблюдаемые на нефтяных залежах закономерности.  [27]

При переходе от одного периода к другому происходят изменения амплитудных дебитов и начальных извлекаемых запасов для нефти и для расчетной жидкости, могут изменяться соотношения амплитудных дебитов у расчетной жидкости и нефти, могут изменяться соотношения начальных извлекаемых запасов у расчетной жидкости и нефти. Удельный амплитудный дебит нефти может уменьшаться или увеличиваться в связи с уменьшением или увеличением потребности в нефти, но это будет ясно видно по увеличению или уменьшению забойного давления, по уменьшению или увеличению депрессии на нефтяные пласты; удельный амплитудный дебит нефти может уменьшиться, если бурение скважин перешло на значительно менее продуктивный участок нефтяной залежи; может уменьшиться, если значительно снизилось качество бурения скважин и происходит засорение прискважинной зоны нефтяных пластов, если низкое качество эксплуатации и во время эксплуатации сильно засоряются при-скважинные зоны пластов; наоборот удельный амплитудный дебит нефти увеличится, если проводятся гидравлические разрывы пластов, но при этом может возрасти расчетная доля посторонней воды и некоторая часть скважин выйдет из строя, а вместо них придется бурить новые скважины-дублеры; удельный амплитудный дебит нефти может уменьшиться из-за значительного снижения забойного давления ниже давления насыщения, а при высоком газосодержании нефти и низком минимальном забойном давлении фонтанирования безводной нефтью ( значительно ниже давления насыщения) такое может произойти самопроизвольно.  [28]

По полученным формулам видно, что при большом снижении амплитудного дебита и не очень большом увеличении извлекаемых запасов нефти время выравнивания вариантов сильно увеличивается, момент выравнивания вариантов надолго задерживается.  [29]

Поэтому надо отыскивать их рациональное сочетание, когда произведение амплитудного дебита и средней доли нефти увеличивается.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

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

Амплитудный дебит

Cтраница 3

Здесь r q0 / Q0, q0 и Q0 - соответственно амплитудный дебит одной скважины и начальные извлекаемые запасы нефти всей залежи при одинаковой разности пластового и забойного давлений.  [31]

Важно отметить, что коэффициенты Я и Я, учитывающие изменение амплитудного дебита для групп скважин, дающих нефть второго и третьего сортов, могут быть не только понижающие, но и повышающие. Например, нефть вытесняется закачиваемой водой, добывающие скважины эксплуатируют фонтанным способом, по мере их обводнения растут и:: забойные давления и соответственно для этой группы скважин снижается амплитудный дебит. Другой пример: нефть обладает высокой вязкостью, по мере обводнения скважин при условии сохранения их забойного давления должна резко возрастать их производительность, но применяемые глубинные насосы имеют ограниченную подачу, которая меньше необходимой, поэтому по мере обводнения растет забойное давление и соответственно уменьшается амплитудный дебит. Пример другого рода: в нагнетательные скважины сначала закачивают газ высокого давления с целью создания газовой оторочки рациональных ограниченных размеров, а затем воду; при подходе газовой оторочки к добывающим скважинам увеличивается газовый фактор, соответственно уменьшается плотность добываемой жидкости и снижается забойное давление, соответственно увеличивается амплитудный дебит.  [32]

В этой формуле q - текущий дебит скважины; qQ - ее амплитудный дебит; Qo - ее начальный упругий запас жидкости; t - время после начала эксплуатации скважины.  [33]

На разрабатываемых нефтяных залежах по результатам эксплуатации в целом по залежи определяют фактический амплитудный дебит и запасы нефти и жидкости; по ячейкам скважин устанавливают коэффициенты продуктивности и фактическое отрицательное влияние зональной неоднородности пластов; по характеру обводнения добывающих скважин определяют неравномерность вытеснения нефти агентом.  [34]

В памяти ЭВМ фиксируется совокупность проектных добывающих скважин с вероятностным различием по амплитудному дебиту, темпу отбора извлекаемых запасов нефти и темпу обводнения, и совокупность нагнетательных скважин с вероятностным различием по закачке воды. В дальнейшем по мере бурения и исследования конкретных проектных скважин появляются конкретные достоверные значения коэффициента продуктивности и эффективной толщины нефтяных пластов. С учетом этого по добывающим скважинам пропорционально корректируют их дебиты, извлекаемые запасы нефти, темп отбора извлекаемых запасов и темл обводнения; по нагнетательным скважинам пропорционально корректируют их закачку.  [35]

В памяти ЭВМ фиксируется совокупность проектных добывающих скважин с вероятностным различием по амплитудному дебиту, темпу отбора извлекаемых запасов нефти и темпу обводнения и совокупность нагнетательных скважин с вероятностным различием по закачке воды.  [36]

Если нефтяная залежь фактически продолжительное время находится в разработке, то в формулу амплитудного дебита удобно ввести постоянный коэффициент С, легко определяемый по фактическим данным.  [37]

На втором и последующих этапах проектирования разработки нефтяной залежи вполне естественно уменьшается неточность определения амплитудного дебита, поскольку влияние неоднородности и прерывистости пластов уже оценено по работе большого числа скважин, уже существует и эксплуатируется значительная часть всего проектного фонда скважин. На таких этапах проектирования заметной становится неточность определения начальных извлекаемых запасов нефти. Соответственно в это время обычно проводят работы по пересчету и уточнению запасов нефти.  [38]

Рассмотрим пограничный случай, когда применение нового метода увеличения нефтеотдачи пластов, несмотря на снижение амплитудного дебита скважин, не приводит к уменьшению общего экономического эффекта.  [39]

А теперь обратим свое внимание на понижающий коэффициент ( меньше единицы), имеющийся в формуле амплитудного дебита, обеспечивающий ( при условии выполнения запроектированной технологии) 90 % - ную надежность проектной добычи нефти.  [40]

Как видно, увеличение начальных извлекаемых запасов нефти на 10 % оказывается экономически эффективным при снижении амплитудного дебита до 2 раз; увеличение запасов нефти на 30 % оказывается эффективным при снижении амплитудного дебита до 4 раз; увеличение запасов на 50 % оказывается эффективным при снижении амплитудного дебита до 8 раз.  [41]

Вариант разработки Ромашкинского месторождения, запроектированный институтом ВНИИнефть в Генсхеме 1955 года, характеризуется постоянным отношением амплитудного дебита всех пробуренных скважин к начальным извлекаемым запасам нефти, введенным в разработку.  [42]

Идею расчета разработки нефтяной залежи отдельно по сортам нефти сначала покажем на формулах без учета снижения амплитудного дебита, то есть без учета Kq - коэффициента угнетения добычи нефти.  [43]

Идею расчета разработки нефтяной залежи отдельно по сортам нефти сначала покажем на формулах без учета снижения амплитудного дебита, то есть без учета Я.  [44]

Для анализа результатов разработки Ромашкинского месторождения была использована следующая зависимость - текущий дебит нефти месторождения равняется амплитудному дебиту одной скважины, умноженному на число пробуренных и введенных в работу скважин и еще умноженному на оставшуюся долю введенных в разработку извлекаемых запасов нефти, причем эта доля равна единице минус отношение накопленного отбора нефти к введеным в разработку начальным извлекаемым запасам нефти.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Дебит [допустимый максимально] ... Дебит [амплитудный] — Нефть

Уровень 1: Уровень 2: Уровень 3:
от: 0 -фазадо: Воздействие [сильное исключительно] от: Воздействие[сильное наиболее]до: Восстановление — Двуокись — Олово от: Движение— Источникдо: Движение — Среда [упругая]
от: Воздействие[сильное наиболее]до: Завод [нефтеперерабатывающий] — Союз [советский] от: Восстановление— Двуокись— Титандо: Выброс — Пробка от: Движение[вращательное]— Средадо: Дебаланс — Вибратор
от: Завод[специализированный]до: Кольцо [сферическое] от: Выброс— Продукт— Горениедо: Выходы — Фракция от: Дебаланс— Ротордо: Действие — Ацетат — Ртуть
от: Кольцо[телескопическое]до: Надежность [технологическая] от: Выходы[хорошее]до: Гидроокись — Палладий от: Действие— Ацетилендо: Действие [упрочняющее] — Наполнитель
от: Надежность— Топливоснабжениедо: Паста [грубая] от: Гидроокись— Плутонийдо: Грунт [закрепленный] от: Действие[усиливающее]— Наполнительдо: Действие — Термометр [жидкостный]
от: Паста[густая]до: Принтер [сетевой] от: Грунт[закрытый]до: Движение [истинное] от: Действие— Термометр[манометрический]до: Делегация — Бунд
от: Принтер[струйный]до: Результат — Округление от: Движение— Источникдо: Дефект [сложный] от: Делегация[германская]до: Деньги [медные]
от: Результат[округленный]до: Способы — Заполнение от: Дефект[случайный]до: Диффузия [вихревая] от: Деньги[металлические]до: Деталь — Автомат
от: Способы— Захватдо: Успех — Продукт от: Диффузия— Влагадо: Доход [смешанный] от: Деталь— Автомат[центробежный]до: Деталь [снятая]
от: Успех— Проектдо: Ящур от: Доход[собственный]до: Завод [нефтеперерабатывающий] — Союз [советский] от: Деталь[собираемая]до: Дефект [сложный]

www.ngpedia.ru

Способ разработки многопластовых месторождений

 

Изобретение относится к способам разработки многопластовых нефтяных месторождений. Обеспечивает увеличение дебита добывающих скважин и уменьшение затрат на разработку месторождений. Сущность изобретения: способ включает выделение эксплуатационных объектов, бурение добывающих и нагнетательных скважин на выделенные эксплуатационные объекты, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин. Вначале определяют общее увеличение начального амплитудного дебита нефти проектных скважин. Выделение эксплуатационных объектов производят в соответствии с критериями рационального объединения, выраженных в ряде формул. 2 табл.

Предложенный способ применим в нефтедобывающей промышленности при разработке многопластовых нефтяных месторождений.

Многие нефтяные месторождения состоят из нескольких нефтяных пластов, расположенных на разной глубине. Известен способ разработки многопластовых нефтяных месторождений, по которому каждый обособленный нефтяной пласт разрабатывается своей сеткой добывающих и нагнетательных скважин [1]. Основной недостаток этого способа состоит в многократном увеличении капитальных и текущих экономических затрат на добычу нефти. А в случаях, когда нефтяные пласты оказываются заниженной и низкой продуктивности, применение этого способа приводит к экономической нерентабельности и фактической невозможности разработки таких нефтяных месторождений. Известен другой, принципиально противоположный способ разработки многопластовых нефтяных месторождений, по которому все нефтяные пласты, расположенные в пределах одной и той же нефтяной площади, объединяются в один общий эксплуатационный объект [2]. Но там же отмечены негативные результаты, полученные при применении этого способа на нефтяных месторождениях России и Казахстана, и указаны геолого-физические условия, благоприятствующие или препятствующие объединению нефтяных пластов в общие эксплуатационные объекты совместной разработки. В соответствии с этими условиями в настоящее время проектируют и осуществляют раздельную разработку нефтяных пластов самостоятельными сетками добывающих и нагнетательных скважин. Указанный способ принят нами за прототип. Недостатком известного способа разработки многопластового месторождения с объединением нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект является то, что при объединении пластов без учета их нефтяной толщины, их среднего коэффициента продуктивности и удельного коэффициента продуктивности на единицу нефтяной толщины, их зональной и послойной неоднородности по проницаемости в отдельных случаях возможно такое значительное увеличение неравномерности вытеснения нефти закачиваемой водой, что вместо ожидаемого увеличения среднего дебита нефти на скважину происходит его снижение, что приводит к более раннему выключению скважин из эксплуатации и снижению нефтеотдачи пластов. Задачей изобретения является увеличение дебита добывающих скважин и уменьшение затрат на разработку месторождений. Для решения указанной задачи в известном способе разработки многопластовых месторождений, включающем выделение эксплуатационных объектов, бурение добывающих и нагнетательных скважин на выделенные эксплуатационные объекты, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, перед выделением эксплуатационных объектов определяют общее увеличение начального амплитудного дебита нефти проектных скважин, а выделение эксплуатационных объектов производят в соответствии со следующими критериями рационального объединения: n > e+z, где где n - число нефтяных пластов, объединяемых в один общий эксплуатационный объект; - относительное уменьшение суммарного амплитудного дебита нефти нефтяных пластов, возможное при объединении нескольких нефтяных пластов по причине ограничения максимального забойного давления нагнетательных скважин давлением гидроразрыва одного из пластов и минимального забойного давления добывающих скважин давлением насыщения нефти газом одного из пластов; Z - комплексный параметр, интегрально учитывающий увеличение неравномерности вытеснения нефти агентом, увеличение суммарного отбора жидкости при фиксированном суммарном отборе нефти и уменьшение доли нефти в суммарном отборе жидкости в зависимости от числа объединяемых нефтяных пластов; i - средний коэффициент продуктивности по отдельному i-му нефтяному пласту; Pснi и Pсэi - забойные давления нагнетательных и добывающих скважин при совместной разработке нефтяных пластов; Pснi и Pсэi - забойные давления нагнетательных и добывающих скважин при раздельной работе нефтяных пластов; V*2 - средняя величина расчетной послойной неоднородности нефтяного пласта при обособленной разработке нефтяных пластов; V32 - средняя величина зональной неоднородности по проницаемости нефтяного пласта; Vс2 - неоднородность нефтяных пластов по средней проницаемости, которая проявляется при совместной разработке нефтяных пластов. Нам не известны способы разработки многопластовых месторождений, обладающие совокупностью вышеперечисленных признаков, что означает соответствие предложенного технического решения требованиям, предъявляемым к изобретениям. Приведем пример осуществления предложенного способа разработки многопластового нефтяного месторождения. В пределах рассматриваемой площади многопластовое месторождение имеет четыре нефтяных пласта, n = 4. По этим пластам были определены средние значения коэффициента продуктивности и нефтяной толщины h и рассчитаны удельные коэффициенты продуктивности /h и показатель неоднородности объединяемых четырех нефтяных пластов по средним значениям проницаемости или удельного коэффициента продуктивности Vс2. Эти данные приведены в табл. 1. При этом среднее значение коэффициента продуктивности отдельного нефтяного пласта равно ,среднее значение удельного коэффициента продуктивности равно и квадрат этой величины равен x2 = (0,03913)2 = 0,00153, средний квадрат удельного коэффициента продуктивности равен искомый показатель неоднородности равен Послойная неоднородность отдельного нефтяного пласта равна V*2 = 0,2; зональная неоднородность в пределах отдельного нефтяного пласта равна V32 = 1,0; относительное ограничение разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин = 0,8. С учетом этого получается: При объединении четырех пластов начальный дебит нефти проектной скважины увеличивается в 3,2 раза, а средний дебит нефти проектной скважины увеличивается в 3,2/2,4186 = 1,323 раза. Поэтому объединение четырех нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект следует считать рациональным. Таким образом на рассмотренной площади нефтяного месторождения по предложенному способу разработки в один общий эксплуатационный объект объединяют все четыре нефтяных пласта; при этом будет пробурено всего 100 скважин, в том числе 75 добывающих скважин и 25 нагнетательных скважин, начальный максимальный (амплитудный) дебит нефти на одну добывающую скважину составит 6 3,2 = 19,2 т/сут. и на одну проектную скважину 19,2 0,75= 14,4 т/сут. и в целом дебит нефти будет 14,4 т/сут. 100 = 1440 т/сут., а в год 1440 330 = 475200 т/год = 475,2 тыс.т/год. При годовом темпе отбора текущих извлекаемых запасов нефти 10% в год общая добыча нефти за все время промышленной разработки будет 4752 тыс.т = 4,752 млн.т. При осуществлении разработки рассмотренной площади по известному способу с применением по каждому нефтяному пласту своей сетки скважин 30% нефтяной площади из-за опасения низких дебитов нефти не будет разбурено, средний дебит нефти на одну добывающую скважину составит 6 т/сут. и в год 6 330 = 1980 т/год, средний дебит нефти на одну проектную скважину 1980 0,75= 1485 т/год. Всего будет пробурено 4 70 = 280 скважин. Их общий начальный максимальный (амплитудный) дебит нефти составит 1485 280 = 415800 т/год = 415,8 тыс.т/год. При известном способе разработки средний дебит нефти одной добывающей скважины будет равен 3 т/сут.; соответственно при предложенном способе разработки средний дебит нефти одной добывающей скважины будет 3 3,2/2,41856 = 3,9692 4 т/сут. При предложенном способе разработки благодаря более полному разбуриванию нефтяной площади извлекаемые запасы нефти будут больше в 1,25 раза. Сравнительная характеристика известного и предложенного способа разработки нефтяного месторождения дана в табл. 2. Таким образом, предложенный способ позволит повысить рентабельность разработки многопластовых месторождений за счет повышения извлекаемых запасов нефти, среднего дебита нефти добывающих скважин и снижения затрат на бурение скважин за счет снижения их количества. Источники информации 1. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтепромысловая геология и геологические основы разведки месторождений нефти и газа. - М.: Недра, 1985, стр.232. 2. Там же, стр. 236. (Прототип).

Формула изобретения

Способ разработки многопластовых месторождений, включающий выделение эксплуатационных объектов, бурение добывающих и нагнетательных скважин на выделенные эксплуатационные объекты, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, отличающийся тем, что определяют общее увеличение начального амплитудного дебита нефти проектных скважин, а выделение эксплуатационных объектов производят в соответствии со следующими критериями рационального объединения n > e+z, где где n - число нефтяных пластов, объединяемых в один общий эксплуатационный объект; - относительное уменьшение суммарного амплитудного дебита нефти нефтяных пластов, возможное при объединении нескольких нефтяных пластов по причине ограничения максимального забойного давления нагнетательных скважин давлением гидроразрыва одного из пластов и минимального забойного давления добывающих скважин давлением насыщения нефти газом одного из пластов; Z - комплексный параметр, интегрально учитывающий увеличение неравномерности вытеснения нефти агентом, увеличение суммарного отбора жидкости при фиксированном суммарном отборе нефти и уменьшение доли нефти в суммарном отборе жидкости в зависимости от числа объединяемых нефтяных пластов;i - средний коэффициент продуктивности по отдельному i-му нефтяному пласту; Pснi и Pсэi - забойные давления нагнетательных и добывающих скважин при совместной разработке нефтяных пластов; Pcнi Pcэi - забойные давления нагнетательных и добывающих скважин при раздельной работе нефтяных пластов; V*2 - средняя величина расчетной послойной неоднородности нефтяного пласта при обособленной разработке нефтяных пластов; V32 - средняя величина зональной неоднородности по проницаемости нефтяного пласта. Vc2 - неоднородность нефтяных пластов по средней проницаемости, которая проявляется при совместной разработке нефтяных пластов.

РИСУНКИ

Рисунок 1

MM4A Досрочное прекращение действия патента из-за неуплаты в установленный срок пошлины заподдержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 23.04.2011

Дата публикации: 20.02.2012

www.findpatent.ru