Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Дебит скважины нефти это


Дебит скважины - это... Что такое Дебит скважины?

 Дебит скважины

Де́бит сква́жины — объём продукции, добываемой из скважины за единицу времени (секунду, сутки, час и др.). Может характеризовать добычу нефти, газа, газоконденсата, воды.

  • Дебит нефтяных скважин измеряется в кубических метрах либо тоннах в единицу времени (м3/час, м3/сутки).
  • Дебит газовых скважин измеряется в тысячах кубических метров в единицу времени (тыс. м3/час, тыс. м3/сутки).
  • Дебит газоконденсатных скважин измеряется в тоннах в единицу времени (тонн/час, тонн/сутки).
  • Дебит водных скважин измеряется в кубических метрах в единицу времени (м3/с, м3/час, м3/сутки).

Используются понятия:

  • дебит конкретной скважины;
  • средний дебит скважины (рассчитывается как суточная добыча группы скважин (месторождения, объекта разработки) по отношению к количеству добывающих скважин).

См. также

Wikimedia Foundation. 2010.

  • Дебижев Сергей Геннадьевич
  • Дебитор

Смотреть что такое "Дебит скважины" в других словарях:

  • дебит скважины — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN well flow ratewell production ratewell yield …   Справочник технического переводчика

  • дебит скважины — 3.2 дебит скважины: Количество продукции нефтяной скважины, полученное в течение суток. Источник …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • 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 СКВАЖИНЫ УДЕЛЬНЫЙ — количество воды, выдаваемое скважиной при откачке или самоизливом (в л/сек) при понижении уровня воды в ней на 1 м. Геологический словарь: в 2 х томах. М.: Недра. Под редакцией К. Н. Паффенгольца и др.. 1978 …   Геологическая энциклопедия

  • дебит скважины до остановки — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN past producing life …   Справочник технического переводчика

  • ДЕБИТ СКВАЖИНЫ (КОЛОДЦА) — (производительность) объем воды, выдаваемой скважиной (колодцем) в единицу времени. Определяется в литрах в секунду или в кубических метрах в секунду, час или в сутки. Близкий к Д. термин «расход» рекомендуется употреблять по отношению к… …   Словарь по гидрогеологии и инженерной геологии

  • расчётный дебит скважины (потенциальный) при фонтанировании — расчётный дебит скважины — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность Синонимы расчётный дебит скважины EN calculated open flow (potential) …   Справочник технического переводчика

  • Оптимальный дебит скважины — ► optimum well flow (production) rate Максимально возможный дебит скважины, обеспечивающий как безаварийную работу ее, так и рациональную разработку залежи в целом …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • начальный дебит (скважины) — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN flush production rate …   Справочник технического переводчика

  • начальный дебит скважины — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN initial production …   Справочник технического переводчика

dic.academic.ru

Дебит скважин - это... Что такое Дебит скважин?

 Дебит скважин

Де́бит сква́жины — объём продукции, добываемой из скважины за единицу времени (секунду, сутки, час и др.). Может характеризовать добычу нефти, газа, газоконденсата, воды.

  • Дебит нефтяных скважин измеряется в кубических метрах либо тоннах в единицу времени (м3/час, м3/сутки).
  • Дебит газовых скважин измеряется в тысячах кубических метров в единицу времени (тыс. м3/час, тыс. м3/сутки).
  • Дебит газоконденсатных скважин измеряется в тоннах в единицу времени (тонн/час, тонн/сутки).
  • Дебит водных скважин измеряется в кубических метрах в единицу времени (м3/с, м3/час, м3/сутки).

Используются понятия:

  • дебит конкретной скважины;
  • средний дебит скважины (рассчитывается как суточная добыча группы скважин (месторождения, объекта разработки) по отношению к количеству добывающих скважин).

См. также

Wikimedia Foundation. 2010.

  • Гидросульфиты
  • Нефтеотдача

Смотреть что такое "Дебит скважин" в других словарях:

  • 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 — 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

  • Дебит скважины — Дебит скважины  объём продукции, добываемой из скважины за единицу времени (секунду, сутки, час и др.). Может характеризовать добычу нефти, газа, газоконденсата, воды. Дебит нефтяных скважин измеряется в кубических метрах либо тоннах в единицу… …   Википедия

  • 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 — (от франц. debit сбыт, расход)         объём жидкости (воды, нефти и др.) или газа, поступающих в единицу времени из естественного или искусственного источника (колодца, буровой скважины и др.). Д. жидкости выражается в литрах в секунду или… …   Большая советская энциклопедия

  • Гидродинамические исследования скважин — (ГДИС)  совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или… …   Википедия

  • Вакуумирование скважин —         (a. evacuation hole; н. Bohrlochvakuumierung; ф. vidange des trous de forage, vidange d evacuation; и. evacuacion de los agujeros) способ увеличения дебита гидрогеол. скважин в породах c низкими фильтрационными свойствами за счёт создания …   Геологическая энциклопедия

  • Заиливание скважин —         (a. well silting; н. Verschlammen, Kolmatation; ф. embouage dans les trous de forage; и. pozo encenagado) накопление частиц горн. породы в буровой скважине вследствие выноса их из продуктивного или водоносного горизонта. Hаблюдается при… …   Геологическая энциклопедия

  • Тепловая обработка скважин —         (a. well thermostimulation, heat treatment of wells, thermal treatment of wells; н. Thermostimulation, thermische Bohrloch sohlenbehardlung; ф. traitement termique des puits; и. estimulacion termica de pozos, estimulacion calorico de… …   Геологическая энциклопедия

  • Возврат скважин — ► wells returning Мероприятие, применяемое на многопластовых нефтяных месторождениях с целью более полного использования пробуренных эксплуатационных скважин. После того, как скважина перестает давать рентабельный дебит нефти, она может быть… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

veter.academic.ru

Дебит скважины - формулы определения

≡  5 Июль 2016   ·  Рубрика: Скважины   

А А А Размер текста

Содержание статьи:

Этот показатель является основной характеристикой водозаборного устройства на участке, определяющей возможность удовлетворить потребность в живительной влаге его хозяина. Дебит скважины характеризует ее способность отдавать гарантированное количество воды без снижения ее динамического уровня в заборной трубе при работающем насосе.

Рис.1. Схема определения основных характеристик

Рис.1. Схема определения основных характеристик

Дебит скважины – зависимая характеристика, на нее влияет конструкция водозаборного устройства, мощность насоса, площадь фильтрующей поверхности водозаборника, качество вскрытия водоносного слоя. В то же время этот показатель является паспортной характеристикой объекта и во многом определяет восстановительные и ремонтные мероприятия при затухании водозабора.

Определение дебита

По окончании обустройства источника рекомендуется дать ему отстояться в течение суток. За это время установится стабильный уровень воды в эксплуатационной трубе. Расстояние от устья ствола до этого уровня дает нам первый показатель – динамический уровень. Замер производится по шнуру с грузиком по сигналу всплеска воды.

Более точным и удобным можно признать способ замера с использованием нехитрого приспособления, на котором к шнуру с грузилом прикреплен двухжильный проводок с оголенными контактами. Жидкость замыкает контакты при касании, на противоположном конце загорается низковольтная лампочка. Шнур размечается колечками изоленты на мерные участки. Такое приспособление элементарно изготавливается собственноручно.

Далее, в эксплуатационную трубу опускают насос определенной мощности, он должен располагаться ниже динамического уровня но выше фильтрующего участка рабочей трубы.

Откачка воды в таком положении производится в течение часа, затем измеряется уровень воды (от горловины). Таким способом определяется часовая производительность скважины, зависящая от мощности насоса.

Откачку продолжают до установления в заборной трубе стабильного нижнего уровня и замеряют его значение – это динамический уровень. При наличии этих данных вопрос как определить дебит скважины можно считать решенным.

Применяется формула:

Дт = Пч /( Вдин – Вст) х Встолб, где

Дт – дебит скважины;

Пч – часовая производительность, м3/час;

Вдин – динамический уровень, метр;

Вст – статический уровень, метр;

В столб – высота водяного столба в скважине, определяема как разница между ее глубиной и значением динамического уровня. Расчеты, полученные таким образом, не является объективными.

Для получения более точных данных производится вторая откачка воды насосом большей мощности. Такое мероприятие позволит уточнить значение дебита водозабора.

Для этого применяется соотношение:

Дуд = О2 – О1/В2 – В1, где

Дуд – удельный дебит скважины;

О2 – интенсивность отбора жидкости при второй откачке, м3/час;

О1 – то же, в результате первой откачки.

Реальное значения дебита позволяет рассчитать формула:

Др =( Вф – Встат) х Дуд, где

Др – реальное значение дебита скважины, м3/час;

Вф – расстояние от устья скважины до начала фильтрующего участка на эксплуатационной трубе;

Встат – значение статистического уровня;

Дуд – удельный дебит.

Это показание и должно быть внесено в паспорт водозаборного устройства. В повседневной жизни оно мало употребимо. Но когда скважина начнет затухать, значение дебита подскажет ремонтниками, какие меры по восстановлению устройства необходимо применить.

Строго говоря, человеку, эксплуатирующему водозабор, значение дебита нужно только для уточнения мощности насоса, подающего воду. Основная забота – обеспечение потребления на бытовые и хозяйственные нужды. Учитывая наличие в хозяйстве порядка 7 точек водопотребления (краны, смесители, санузлы и прочее) достаточно количества в 0,5 м3/час и это по максимуму при условии одновременного использования всех точек. Разумеется, этого никогда не бывает.

Однако, имеет место и другой подход.

Скважины по производительности разделяются на три класса:

  1. Низкодебетные.
  2. Среднедебитные.
  3. Высокодебитные.

Первые из них – это, обычно, из верховодных слоев. Качество воды в них низкое, в любое время можно ожидать дальнейшего его снижения при наличии неблагоприятных природных, а чаще – связанных с жизнедеятельностью человека. Глубина таких слоев от 5 метров, совершенно очевидно, что фильтрующей способности грунта недостаточно для качественной естественной очистки воды. Дебит таких водонесущих слоев ограничен и составляет от 0,5 до 1,5 м3/час, а жизненный цикл обычно не превышает 5 лет.

Скважины со средним дебитом представляют последующие водоносные пески, залегающие на глубине от 15 метров. Вода из этих слоев достаточно качественно фильтруется и, после проверки в лаборатории, ее можно потреблять даже в сыром виде. Дебит их составляет от 2-х кубометров в час. Правильно обустроенная скважина может работать до 15 лет. Если при проверке дебита он окажется ниже указного показателя, то возможны две причины:

  • некачественное вскрытие водоносного слоя, следовательно, жизненный цикл водозабора будет недолог;
  • водоносный слой не обладает достаточной водоотдачей и его следует проходить, продолжая бурение, либо искать другое место для скважины;

Высокодебитные скважины с известковых водоносных горизонтов отличаются хорошим качеством воды и высоки дебитом. Однако факт определенного дебита ниже 3,0 кубометров в час должен насторожить заказчика. Возможно некачественное вскрытие пласта. В этом случае скважину разбуривают и проводят испытания на дебит повторно.

Гидродинамическое совершенство скважины

Этот вопрос исследовался многими учеными, в числе которых и представители российской науки. Однако наиболее точная формула, пригодная для оценки любых скважин, включая нефтегазоносные и водяные, разработана французским ученым Дюпюи.

Совершенной в гидродинамическом отношении считается скважина, которая вскрывается на всю протяженность слоя и в таком состоянии, без применения обсадки стенок, способна отдавать максимально возможный для нее объем содержимого. Формула Дюпюи описывает такое состояние следующим образом:

Формула Дюпюи 1

, где

k – способность к проницаемости, мкм2;

h – размер несущего пласта по толщине, м;

m – показатель вязкости, Па*с;

Rc, Rk — радиус ствола и питательного контура.

Классификация несовершенств пробуренных стволов

Дюпюи классифицирует дефекты стволов следующим образом

  • несовершенство вскрытия представляет собой неполное прохождение

рисунок пласта 1

пласта по его толщине. Обозначается как С1;

  • несовершенство как характер открытия пласта, означает наличие

рисунок пласта 2

перфорированной обсадки стенок скважины. Обозначение – С2.

  • несовершенство по Дюпюи, связанное с качеством вскрытия пласта

рисунок пласта 3

Обозначается как S (скин-эффект) – ухудшение свойств проницаемости в зоне забоя.

S = Sб + Sп + Sц, где

Sб – эффект во время первичного вскрытия бурением;

Sп –вскрывание перфорированием;

Sц – цементация стенок.

Формула Дюпюи, которая дает возможность рассчитать гидравлически несовершенные скважины:

Формула Дюпюи 2

Коэффициент несовершенства по Дюпюи выражается следующим соотношением:

Формула Дюпюи 3

Поделиться с друзьями: Поделиться с друзьями:

Приведенные зависимости позволяют с высокой вероятностью определять предполагаемый дебит скважины для принятия решения о возможности ее эксплуатации. Низкодебетные скважины не эксплуатируются ввиду их убыточности.

oburenie.ru

Дебит - нефть - скважина

Дебит - нефть - скважина

Cтраница 1

Дебиты нефти скважин, продуктивный пласт которых вскрыт с применением воды с добавкой УФЭ8, в 1 5 - 2 раза больше соседних, вскрытых с промывкой глинистым раствором или водой с добавкой СНС ( сульфонатриевая соль) или без нее. Все эти скважины имели приблизительно одинаковую физико-геологическую характеристику.  [1]

В результате проведения внедренческих мероприятий дебиты нефти низкопродуктивных скважин возросли в 2 - 10 раз, средние приросты дебитов составили 2 0 - 3 0 т / сут на скважину.  [2]

На рис. 5.26 приведены зависимости логарифма дебита нефти скважины от логарифма ее ранга, построенные для одного из участков месторождения Саматлор, до и после обработки скважин этого участка поли-мернокислотным реагентом в целях интенсификации добычи. Как видим, скважины участка подразделяются на две группы - высокодебитных и низ-кодебитных скважин, - которые по-разному реагируют на проведенную обработку.  [4]

В американской нефтяной промышленности для замера дебита нефти скважин применяются в основном объемные счетчики с местным отсчетом показаний и записью циклов измерения на диаграмме. Одновременно измеряется и расход газа.  [5]

На промыслах месторождения Узень для сохранения дебитов нефти скважин требуется разработка специальной жидкости для глушения скважин с большим диапазоном регулирования плотности и минимальной фильтрацией в пласт.  [6]

В поздней стадии разработки залежи Д1 снизились дебиты нефти скважин, в то же время дебиты жидкости сохраняются на уровне 40 т / сут.  [8]

Исследования работы счетчиков типа ВВ при замере дебита нефти скважин показали, что цри наиболее распространенных в напорных системах сбора нйфти давлениях сепарации ( 3 92 - - 7 85) X 106 Н / м2 ( 4 - 8 кг / см2) оказания счетчиков практически не зависят от них.  [9]

В практике проектирования разработки нефтяных месторождений возникла настоятельная потребность в умении определять дебит нефти вертикально-горизонтальной скважины, т.е. такой горизонтальной скважины, которая пересекает многослойный нефтяной пласт не только своей горизонтальной частью, но и своей вертикальной частью.  [10]

В табл. 9.1 приведены результаты расчетов по характеристике вытеснения и кривым относительного изменения дебита нефти скважин. Из результатов видно, что дополнительная добыча нефти, найденная по разным методам, отличается друг от друга примерно на 27 %, т.е. разница между методами составляет порядка 1000 тонн нефти. Однако полученные результаты расчета предпочтительнее по кривым относительного изменения дебита скважин, так как они получены на основе фактического промыслового материала, т.е. прямым методом. В настоящее время эта методика запрограммирована. Расчеты проводятся на персональной электронно-вычислительной машине серии ЭВМ.  [11]

В - таблЛ приведены результаты расчетов по характеристике и кривым отиоеите вного изменения дебита нефти скважин. Из ре-видно, что дополнительная добыча нефти, наЛденнал по методам отличается дру.  [12]

Основной проблемой на поздней стадии разработки многопластовых нефтяных месторождений методами заводнения является снижение дебитов нефти скважин и рост обводненности продукции при наличии неизвлеченных запасов в малопроницаемых пластах и изолированных зонах. Одним из таких объектов является крупнейшее многопластовое Ромашкинское нефтяное месторождение платформенного типа Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.  [13]

Поэтому необходимо следить, чтобы объем нефти в отстойнике увеличивался своевременно и пропорционально дебиту нефти подключаемых скважин.  [14]

В таблице рядом со значениями коэффициента продуктивности скважины ( в т / ( сут-ат)) показаны значения дебита нефти скважины ( в т / сут) до начала обводнения при депрессии ( разности пластового и забойного давлений) в 100 ат. Принятая величина депрессии удобна для расчетов. Конкретные значения рациональной депрессии ( разности начального пластового давления и давления насыщения нефти газом, по разным месторождениям разные; например, по девону Ромашкинского месторождения 80 ат, по верхнему карбону многих мелких месторождений Татарии 60 ат, по нефтяным пластам месторождений Западной Сибири 100, 150, 200 ат и более.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Дебит - нефть - скважина

Дебит - нефть - скважина

Cтраница 2

В левой части полученного уравнения, представляющей суммарную добычу нефти в объемных единицах ( при нормальных условиях), второй член в скобках можно определить по значению предельно рентабельного дебита нефти скважины, зависящей от ее глубины.  [16]

Проблема обеспечения 90 % - ной надежности проектной добычи нефти обострилась в последнее десятилетие, когда в промышленную разработку стали вводить нефтяные пласты пониженной, низкой и сверхнизкой продуктивности, когда стали учитывать и использовать все природные возможности и современные технические достижения ради увеличения дебита нефти скважин до экономически эффективного уровня.  [17]

Эти месторождения, крайне малопродуктивные, были разведаны очень давно, в начале 60 - х годов; очень долго не вводились в разработку из-за явной экономической неэффективности; наконец, в начале 80 - х годов были введены, но довольно скоро, через 2 - 3 года, дебиты нефти эксплуатируемых скважин резко упали почти до нуля, и месторождения были выведены из разработки. Новый ввод месторождений совсем недавно, с 1997 - 1998 годов осуществляет РИТЭК.  [18]

Теоретически максимальная величина составляющих интегрального показателя качества, а следовательно, и самого интегрального показателя может быть равной единице. Практически это значение может быть достигнуто только по коэффициенту соответствия технологии текущего ремонта заданной и коэффициенту соответствия дебита нефти скважин режимному. Что касается коэффициента производительного времени, то он почти всегда будет меньше единицы.  [19]

Для увеличения дебита 28 / Х1 1970 г, был проведен гидравлический разрыв пласта, при котором параметры предыдущего неэффективного разрыва были сохранены и в качестве временно закупоривающего вещества была использована смесь углеводородного растворителя с полимером СКН-26. При расходе 50 кг полимера СКН-26 зона поглощения была закупорена и процесс был завершен, Если до разрыва дебит нефти скважины колебался в пределах 1 8 - 2 т / сут, то после разрыва он увеличился в 8 - 9 раз.  [21]

Начиная с этого момента, в продукции скважины появляется вместе с нефтью и подошвенная вода. Чем меньше степень вскрытия пласта, тем позже наступает момент прорыва конуса обводнения, но в то же время тем меньше дебит нефти скважины до прорыва и дебит всей жидкости после него.  [22]

В качестве совокупности численных примеров приведем табл. 2.5 - 2, где в зависимости от Ск - цены 1 т нефти, Зс и Зу - текущих условно-постоянных и условно-переменных затрат и q - дебита нефти скважины, даны значения А2 - предельной весовой обводненности.  [23]

Среднесуточный дебит нефти за 6 месяцев сравнивался с фактическими дебитами после биообработки, полуаднмая разница мэжду дебитами после биообработки умножается на количество дней работы контрольных скважин. Дополнительная добыча нефти по эффективным скважинам суммируется. Одновременно с увеличением дебита нефти скважин наблюдается некоторое снижение обводненности добываемой продукции. Следует отметить, что дебиты нефти скважин до биовоздействия должны обладать статистической устойчивостью, т.е. скважины эксплуатируются при установишемся режиме.  [24]

После этого прирост добычи нефти за счет ввода новых скважин уже не покрывает снижения добычи по группе введенных ранее скважин и добыча нефти начинает на втором этапе снижаться. Газовый фактор, минимальный в первых скважинах, начинает резко нарастать к концу этапа. На третьем этапе при постоянном числе скважин, находящихся в эксплуатации, добыча нефти быстро снижается, а газовый фактор становится максимальным. Вследствие сильного снижения дебитов нефти скважины постепенно выходят из эксплуатации и соответственно падает добыча нефти. Газовый фактор, постепенно снижаясь, уменьшается к концу этапа до значений, меньших начального газового фактора.  [25]

Среднесуточный дебит нефти за 6 месяцев сравнивался с фактическими дебитами после биообработки, полуаднмая разница мэжду дебитами после биообработки умножается на количество дней работы контрольных скважин. Дополнительная добыча нефти по эффективным скважинам суммируется. Одновременно с увеличением дебита нефти скважин наблюдается некоторое снижение обводненности добываемой продукции. Следует отметить, что дебиты нефти скважин до биовоздействия должны обладать статистической устойчивостью, т.е. скважины эксплуатируются при установишемся режиме.  [26]

На опытном участке в 1991 году обработки были повторены закачкой активного ила в объеме 50 м3 на скважину. Всего было обработано 7 скважин, из них 5 повторно. На рис. 9.3 показана динамика основных показателей разработки добывающей скважины до и после микробиологического воздействия. После закачки биореагента через 2 - 3 месяца наблюдается некоторое увеличение дебита нефти скважин, при этом происходит снижение обводненности на 10 - 15 %, т.е. снижается отбор воды в добываемой продукции.  [27]

Применение в этих условиях традиционных способов и методов разработки не приводят к удовлетворительным результатам ни по уровням добычи нефти, ни по достигаемым коэффициентам нефтеизвлечения. Не дает большого эффекта даже применение плотных сеток скважин. Все опытные работы для поддержания пластового давления, интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеизвлечения с использованием закачки воды в нефтяную и поднефтяную часть, закачка газа и воздуха в нефтяную часть и другое не давали ожидаемых положительных результатов, т.к. закачиваемый рабочий агент быстро прорывался по наиболее проницаемым участкам пласта, по которым нефть была отобрана, к добывающим скважинам, проникая в менее проницаемые нефтесодержащие части коллектора и не влияя на эффективность разработки. Отрицательным фактором, влияющим на механизм нефтевытеснения и нефтеотдачу при всех режимах дренирования пласта, является повышенная и высокая вязкость нефти в пластовых условиях. Повышенная и высокая вязкость нефти при прочих равных условиях является главной причиной уменьшения дебитов нефти скважин, удлинения срока разработки месторождения и снижения конечного нефтеизвлечения.  [28]

В кизеловском горизонте выделяется две продуктивные пачки. В верхней пачке нефтена-сыщенные известняки мощностью 8 - 12 м порово-кавернозные и трещиноватые. В них установлено 6 структурно-литологических залежей. Одна из них по размерам очень крупная - 28x15 км. Проницаемость матрицы низкая ( 0 007 мкм2), однако в связи с трещиноватостью известняки этого горизонта достаточно высокопродуктивные, и дебиты нефти скважин достигают 30 т / сутки и более. В нижней пачке кизеловского горизонта, а также в черепетском и упинском горизонтах выявлены 4 литологические и структурно-литологические залежы в пористых прослоях.  [30]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Дебит - нефтяная скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Дебит - нефтяная скважина

Cтраница 2

Предназначены для измерения дебита нефтяных скважин. Применяются в автоматизированных сборно-замерных установках.  [16]

Наблюдение за изменением дебитов нефтяных скважин и фиксация их перед сменой режимов осуществляются периодическими замерами в сепараторах или в мерниках, или в замерных устройствах типа Спутник на групповых установках.  [17]

Изучение влияния землетрясений на дебиты нефтяных скважин на расстояниях 70 - 200 км от эпицентра показало, что рой землетрясений может увеличить процент нефти в дебитах обводненных скважин, если изначально он был весьма мал, или уменьшать это значение, если нефтяная доля была преобладающей. Конечно, имеются и промежуточные случаи, но примеры, приведенные на рис. 5.23, представляют нужную идеализацию явления, которое наблюдается и при вибрационных воздействиях на пласт.  [18]

При ограничении или увеличении дебитов нефтяных скважин одновременно изменяются и забойные давления, методики расчета параметров для этих условий пока не существует.  [19]

По существующему в США законоположению дебиты нефтяных скважин ограничены; скажины эксплуатируются не на полную мощность. Ясно, что фактическая обеспеченность запасами должна быть большей, ибо при подобной кратности запасов добыче последнюю нельзя увеличивать или даже стабилизировать на одном уровне.  [20]

Она предназначена для автоматического замера дебита нефтяных скважин по общей жидкости с циклическим подключением их по программе, задаваемой блоком местной автоматики.  [21]

Групповые установки для автоматического измерения дебита нефтяных скважин применяются на нефтяных промыслах с групповым герметизированным сбором нефти и газа. Структурно различные системы группового автоматического измерения дебита состоят из одних и тех же блоков, перечисленных в § 1 настоящей главы.  [22]

При автоматизации: процесса измерения дебита нефтяных скважин широко применяли объемные дебитомеры различных конструкций, которые использовали как при индивидуальной, так и при групповой схеме сбора нефти и газа.  [23]

Установка предназначена для автоматического замера дебита нефтяных скважин с циклическим подключением скважин к измерительному устройству по программе, задаваемой блоком автоматики.  [24]

Таким образом, для определения дебита нефтяных скважин с постоянным газовым фактором достаточно располагать буферным давлением, диаметром штуцера, газовым фактором, плотностями нефти и газа и критическим отношением давлений.  [25]

На электрических сетках ( интеграторе) дебиты нефтяных скважин определяются через токи в добавочных сопротивлениях, моделирующих скважины.  [26]

Горького Оврага, Малиновки, Радаевки, дебит нефтяных скважин падает.  [27]

Для того чтобы лучше представить, что дебит нефтяных скважин должен быть действительно малым по причине недопущения подтягивания газовых конусов, рассмотрим упрощенную теорию образования газовых конусов. Допустим, что нефтяная часть нефтегазового месторождения снизу ограничивается подошвой пласта, т.е. не подстилается водой.  [28]

Предназначена для автоматизации и телемеханизации процесса измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках закрытой системы сбора и транспортировки нефти.  [29]

Кислотная обработка впервые была применена для увеличения дебитов нефтяных скважин на месторождениях с карбонатными коллекторами. Для проведения кислотной обработки используют соляную кислоту, и метод получил название солянокислотной обработки. В результате растворения в соляной кислоте загрязнений, проникших в призабойную зону, а также и самой породы, слагающей коллектор, в призабойной зоне расширялись поры и трещины, по которым нефть из карбонатного коллектора поступала в скважину, уменьшались фильтрационные сопротивления, и приток нефти из пласта в скважину увеличивался.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Дебит - добывающая скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Дебит - добывающая скважина

Cтраница 2

Вместе с тем дебит добывающих скважин системы добычи ( и производительность системы в целом) также должен изменяться с изменением пластового и забойного давлений, с изменением квадратичной депрессии.  [16]

Коэффициент продуктивности - это дебит добывающей скважины, поделенный на депрессию, т.е. на разность пластового давления и ее забойного давления. При качественной эксплуатации добывающей скважины ее коэффициент продуктивности по нефти в начальный безводный период остается постоянным, конечно, если не засоряют нефтяные пласты и не проводят специальные мероприятия по повышению их продуктивности. Если по всем добывающим скважинам известны их коэффициенты продуктивности и по всем нагнетательным скважинам их коэффициенты приемистости, то и без применения детерминированных сеточных математических моделей разработки нефтяных залежей можно определить их возможную добычу нефти.  [17]

При этом уменьшаются и дебиты добывающих скважин.  [18]

Задачей изобретения является увеличение дебита добывающих скважин и уменьшение затрат на разработку месторождений.  [19]

Проведено обоснование причин падения дебитов добывающих скважин в залежах нефти с глиносодержащими НПК за счет влияния языковых прорывов закачиваемой воды на фильтрационные характеристики призабойных зон и обоснованы технологические решения по глинодиспергации и глиностабилизации для повышения уровней отбора нефти.  [20]

Проведен анализ причин падения дебитов добывающих скважин в ГНПК. На основе сравнительного геолого-промыслового анализа поведения скважин при различной минерализации пластовых и закачиваемых вод и разной геологической неоднородности, лабораторных экспериментов на специально выполненной неоднородной модели с радиоизотопным контролем продвижения фаз, гидродинамических расчетов показано, что причина этого явления - влияние глинистых минералов при прорыве закачиваемой воды в добывающие скважины из-за анизотропии НПК.  [21]

Проведено обоснование причин падения дебитов добывающих скважин в залежах нефти с глиносодержащими НПК за счет влияния языковых прорывов закачиваемой воды на фильтрационные характеристики призабойных зон.  [22]

К началу закачки рабочих агентов дебиты добывающих скважин были отрегулированы заменой скважинных насосов и изменением режимов их эксплуатации. Производительность скважин, имевших лучшую сообщаемость с нагнетательной, уменьшили, а скважин, менее реагирующих на закачку - соответственно увеличили.  [23]

В зоне активного влияния закачки дебиты добывающих скважин возросли до 32 - 48 т / сут, в то время как в зонах, не охваченных заводнением, они составили 7 5 - 10 5 т / сут.  [24]

Однако может быть интересной формула дебита добывающей скважины.  [25]

Для поддержания на необходимом уровне дебитов добывающих скважин на различных этапах мицеллярно-полимерного заводнения требуются погружные насосы с подачей, регулируемой в широком диапазоне.  [26]

Естественно, что аналогичное изменение дебитов добывающих скважин может быть связано не только с минеральным составом, но и с наличием взвешенных частиц в закачиваемой воде, а также с кратковременным ухудшением продуктивности пластов при ремонтных работах.  [28]

Такая взаимно однозначная связь между массовым и количественным дебитом добывающей скважины (1.1) позволяет на качественно более высоком уровне характеризовать процессы разгазирования пластовой нефти в залежи, в добывающих скважинах и в любом элементе системы промыслового обустройства нефтяных месторождений.  [29]

Предлагаемый принцип: чтобы не ограничивать дебит добывающих скважин повышенной и высокой продуктивности, надо увеличить нефтяную площадь и соответственно начальные извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на эти скважины; для чего вблизи этих скважин надо иметь более редкую сетку размещения скважин.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru


Смотрите также