Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Кривые падения добычи нефти


Кривое падение - добыча - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Кривое падение - добыча

Cтраница 1

Кривые падения добычи в третьей стадии, подобные показанным, характерны как для залежей с умеренными, так и весьма высокими максимальными темпами. При умеренных темпах это различие в характере падения добычи приводит к некоторому разбросу точек.  [1]

Выпуклые и прямолинейные кривые падения добычи в третьей стадии обычно соответствуют залежам с маловязкой нефтью, по которым принятые системы разработки обеспечивают отбор к началу падения добычи нефти не менее 40 % извлекаемых запасов нефти.  [3]

Дальнейшим развитием метода кривых падения добычи занялся в 1912 - 1918 гг. Реква, предложивший в качестве способа оценки запасов нефтяных месторождений пользование средними кривыми процентного падения в качестве первоначальных видов кривых производительности.  [4]

Дальнейшее развитие метода кривых падения добычи газа связано в основном с падением давления. Нередко анализы падения давления в связи с добычей газа проводились по отдельным скважинам, а для определения запасов по всей залежи ( или участку) давления усреднялись, а добыча суммировалась.  [5]

При исключении регулируемых факторов все осложнения на кривых падения добычи могут быть объяснены лишь естественными, нерегулируемыми человеком факторами.  [6]

Этот закон был принят за основу способа подсчетов запасов нефти с помощью кривых падения добычи.  [7]

Вычисление QW ( Af) особых трудностей не вызывает и осуществляется методами статистической обработки кривых падения добычи нефти при эксплуатации скважин на естественном режиме.  [8]

С того времени этот закон был принят за основу способа исчисления запасов нефти с помощью кривых падения добычи.  [9]

Кривую средней производительности применяют для оценки добывных возможностей новых месторождений, по которым нет данных, достаточных для построения кривых падения добычи. Когда сведений о прошлой эксплуатации недостаточно, будущую добычу определяют по кривой падения средней производительности скважин.  [10]

Кривая средней производительности одной скважины или нескольких скважин применяется для оценки добывных возможностей новых площадей и оценки новых промыслов, по которым нет данных, достаточных для построения кривых падения добычи. По старые площадям, где сведения о прошлой эксплуатации недостаточны, будущая добыча определяется по кривой падения средней производительности площади.  [11]

Харриса представляются актуальными также и при определении нефтеотдачи по аналогии, которая наряду с эмпирическими и аналитическими методами широко используется не только на поздней стадии разработки, когда она наряду с методом кривых падения добычи может оказаться полезной при решении вопросов оценки нефтяного хозяйства, но и на ранней стадии, когда так называемый профиль добычи строится по аналогии еще в предбуровой период или после получения промышленной продукции в скважине - открывательнице залежи или месторождения. Для общего улучшения разведки и разработки залежей углеводородов Д. Г. Харрис считает необходимым более тесное сотрудничество инженеров с геологами.  [12]

Моделирование залежей с точки зрения системного изучения их неоднородности, картирование трещиноватости при помощи автоматических сейсмопроцессоров дают возможность более детально изучать геологическое строение залежи с точки зрения определения параметров объемного метода, позволяют определять оптимальные условия первичной разработки залежей и более уверенно использовать метод материального баланса и кривые падения добычи. Моделирование дает возможность более детально изучать зависимости между параметрами пластовых жидкостей, изменения этих параметров в зависимости от термобарических условий, устанавливать более корректные многомерные связи.  [13]

Запасы нефти в пласте учитывают обычно на основании приложения факторов, определяющих нефтеотдачу, к состоянию нефти в коллекторе. Их подсчитывают также на основании изучения кривых падения добычи при разработке или путем использования сравнительных числовых величин нефтеотдачи на 1 га - м, полученных опытным или статистическим путем.  [14]

Такой подход к самому понятию о запасах как резервах на будущее предопределяет и соответствующее к ним отношение, которое выражается прежде всего в детальном геологическом изучении нефтяных и газовых залежей, получении достаточных и объективных исходных данных для определения расчетных параметров, использовании комплекса методов расчета. Этим же определяется и широкое применение ( и научное развитие) метода кривых падения добычи нефти и газа, который для условий нефтяного и газового хозяйства в США считается no - существу основным методом. При этом, в случаях возможных колебаний при экстраполяции кривой, принимается вариант наиболее осторожной оценки.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Кривое падение - добыча - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Кривое падение - добыча

Cтраница 2

Герольда, важным наряду с ее общей ценностью является, то, что в этой работе, связанной в основном с методом кривых падения добычи, не только даны классификация и основные характеристики режимов, но и отмечено, что в различные периоды работы залежей могут проявляться различные режимы и что их проявление может быть неодинаковым даже на отдельных участках залежи.  [16]

Количество нефти, получаемой именно за счет третичной добычи, определяется, как правило, на базе эмпирических соотношений применительно к определенному методу воздействия. Однако практически всегда исходные данные для определения будущей дополнительной добычи ( поскольку эта добыча представляет собой дополнительные доказанные запасы) берутся с так называемого профиля добычи, который строится на базе кривых падения добычи или рассчитывается по методу материального баланса.  [17]

Данные по эксплуатационным скважинам в форме кривых падения дебита можно использовать для оценки эффективности пробного заводнения. Обычная методика прогнозирования динамики добычи нефти на участке пробного заводнения заключается в построении кривой зависимости логарифма добычи нефти от времени или логарифма его. Преимущества применения кривых падения добычи заключаются в том, что при их помощи можно установить время заполнения пласта и реагирование продуктивных скважин на нагнетание воды в процессе заводнения. Однако для оценки эффективности нагнетания и прогнозирования динамики предполагаемого пробного заводнения использование кривых падения дебитов ограничено. Причина заключается в том, что падение дебита наблюдается очень редко, так как работа продуктивных скважин контролируется объемом нагнетаемой воды и зависит от физических характеристик заводняемого пласта и содержащихся в нем жидкостей.  [18]

В дополнение к этим сведениям весьма желательно знать режим пласта для ускорения оценки первоначального запаса углеводородов в нем. Если режим работы пласта не известен, то необходимо выполнить трудоемкие вычисления методом подбора и проверки. Сведения о режиме работы пласта можно получить, анализируя промысловые данные, в том числе геологические и документацию по заканчиванию скважин, отчеты о ремонтных работах, результаты определения давления, данные о добыче и характер кривых падения добычи. Обычно для оценки начального объема углеводородов в пласте методом материального баланса следует собрать необходимые данные и определить вероятный тип режима пласта. Собственно определение начальных запасов нефти в пласте заключается в подстановке в уравнение геологических, промысловых и лабораторных данных для некоторого пластового давления и соответствующего времени и вычислении значения N. Если имеющиеся данные и геологические расчеты точны и режим пласта определен правильног то вычисленное значение N для любого последующего значения пластового давления р остается примерно постоянным. Если начальные запасы нефти при последующих расчетах по мере увеличения суммарного отбора из пласта его содержимого меняются в какую-то одну сторону, то, по-видимому, неверно определен режим пласта, неточны сведения о добыче, изменении давления или ошибочны данные лабораторных исследований. В этом случае принимают другой режим пласта и повторяют расчет величины N, что, безусловно, требует значительных затрат времени. V непостоянны, расчеты снова повторяют или тщательно-проверяют исходные данные.  [19]

Третья подгруппа включает методы, основанные на одинаковых предположениях. Например, скважины с большим дебитом снижают дебит быстрее, чем скважины с небольшим дебитом. Прогнозную добычу из залежи получим, суммируя ее по скважинам. В этой подгруппе был известен метод кривой средней производительности. Сущность его состоит в построении кривых падения добычи ( зависимость добычи нефти от времени эксплуатации) по отдельным скважинам и в последующем осреднении этих кривых.  [20]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Статистические методы и упрощение методики для прогнозирования технологических показателей разработки, а также для оценки эффективности проводимых на залежи геологотехнических мероприятий. Моделирование разработки нефтяных месторождений и залежей

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ

РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

ГОМЕЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ им. П. О. Сухого

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений и транспорт нефти»

Лекции по курсу «Разработка нефтяных месторождений»

                                                             Выполнил студент гр. НР – 41

                                                             Марухняк Сергей

ГОМЕЛЬ 1998 - 1999

Статистические методы и упрощение методики для прогнозирования технологических показателей разработки, а также для оценки эффективности проводимых на залежи геологотехнических мероприятий

Для оперативной оценки прогнозных показателей часто принимают приближенно-статистические методы, основанные на фактическом материале разработки данной эксплуатации скважин.

Кривые падения добычи.

ЦЕЛЬ: Прогноз падения добычи по скважинам или залежи в целом на расчетный период по материалам предшествующим этому периоду фактической эксплуатации.

МЕТОДИКА:

1.  Строятся графики изменения добычи нефти во времени по фактическим показателям.

2.  Подбирают к построенным графикам аналитическую кривую, т. е. такую кривую которую можно описать простым математическим выражением описывающим ее:

Если для прогноза выбираем кривую (2), то для определения коэффициента с умножим две части равенства на dt проинтегрируем, и получим:

Экспресс метод оценки прогнозных показателей разработки

Формула (2.2) лежит в основе экспресс метода прогноза показателей добычи, которую предложили сотрудники института ТАТНИПИ нефть Мухарский и Лысенко предложили формулу:

Кривые суммарного отбора.

Этот метод используется для месторождений находящихся на поздней стадии разработки, когда с нефтью добывается много воды.

МЕТОДИКА:

1.  Строится графическая зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости.

2.  К полученной кривой подбирается аналитическая кривая, которое наиболее полно описывала бы математическую кривую.

Используют два типа уравнений:

Кривые вытеснения.

Кривые падения добычи и кривые суммарного отбора не имеют тенденцию экстраполяции (выходят за пределы графика) для дальнейшего прогноза, т. к. не имеют прямолинейного участка кривой – это учитывают кривые вытеснения.

Под характеристикой вытеснения принято понимать графики, которые устанавливают зависимость накопленных или суммарных количеств добытой нефти, воды, жидкости. Объемов закачки друг от друга. Выбор для прогноза какой либо кривой вытеснения носит эмпирический характер и сводится к подбору такой зависимости, между фактическими показателями, которая в графическом виде имела бы прямолинейный характер. Для каждой конкретной залежи надо подбирать свою кривую вытеснения обращающуюся в прямую линию. Этот подбор кривой облегчается с использованием уже существующих зависимостей между накопленными показателями предложенных рядом авторов:

Для прогноза показателей по кривым вытеснения задаются постоянным годовым отбором жидкости . Для них определяются соответствующие накопленные отборы жидкости (т. В), причем на конец расчетного периода, затем по кривой находятся соответствующие каждому значению полученных  прогнозные накопленные уровни добычи нефти.

 
 

Контроль и регулирование разработки нефтяных залежей.

Контроль:

1.  Регулярный замер устьевого и забойного давления.

2.  Регулярный замер дебитов скважины.

3.  Замер обводненности добываемой продукции.

4.  Регулярный замер рабочего газового фактора.

Также существуют геофизические методы контроля за месторождениями, на основании данных полученных при контроле эксплуатационной скважины, намечаются способы или методы регулирования разработки нефтяных залежей.

Регулирование разработки нефтяных месторождений – это совокупность геолого-технических мероприятий, направленных на улучшение фактического хода разработки и приведение его в соответствие с проектным. Основной задачей регулирования разработки является достижение высокого запланированного коэффициента нефтеизвлечения при оптимальных технико-экономических показателях разработки. Мероприятия по регулированию намечаются на основе выводов, полученных при детальном анализе разработки. Методы регулирования – это виды технологического воздействия на пласт, которые не связаны с изменением проектной системы разработки. Если в результате текущего анализа состояния разработки будет сделан вывод, что запроектированная ране система разработки (количество скважин отбора жидкости) не позволяет наиболее полно извлечь нефть из пласта, то намечают не методы регулирования, а составляют новый проектный документ. Основные методы регулирования разработки:

vunivere.ru

Прогноз добычи по скважине | Разработка нефтяных и газовых месторождений

kochichiro пишет:

Да тут как раз-таки и наблюдается ситуация аналогичная тому, когда при газлифте происходит срыв подачи из-за переизбытка газа.  Скорее всего да - будет слагиться, но есть вероятность, что и нет. Это надо проверять. Специально реализовывать такой сценарий с установкой газ лифт клапанов, не думаю, что целесообразно. 

kochichiro пишет:

Aidos_kz нужно просто взять гамма-каротаж, который писали после бурения и посмотреть есть ли глинистая перемычка в интервале 2795-2797 м.  Это же карбонаты, глинистых перемычек там как правило нет. Скорее всего пласты разделены плотняком, а это означает, что вероятно наличие гидронинамический связи между ними. Особенно если трещинноватые карбонаты. Даже если нет, при подсчета запасов достаточно консервативно относятся к плотнякам, относя их к неколлектору. Кроме того, наличие газовой шапки или образование вторичной газовой шапки в трещинноватых карбонатах не так критично, как для песчаников. Но это только для трещинноватых и желательно еще бы толщины побольше иметь.

kochichiro пишет:

Если есть, то все пучком. Спускаете НКТ до кровли нижнего интервала (2797 м) ставите пакер. Если верхний интервал вам пока не нужен (некуда газ девать) глушите его путем залива в затруб нефти или полимерного раствора. Если газ нужен эксплуатируйте по затрубу газовый интервал, по НКТ нефтяной. Можно даже будет как vovlad посоветовал извратиться и поставить газлифтные клапана на расчетной глубине, чтобы они по достижении определенного перепада открывались и часть газа из затруба участвовала в подъеме нефти.

Наиболее оптимальным на первый взгляд кажется будет изоляция верхнего пласта и добыча из нижнего, но пока лучше последить за поведением добычи при совместно эксплуатации, смотреть как будет вести себя газовый фактор. Aidoz_kz: Кстати, что у вас там с трещинноватостью? (Хотя, если посмотреть на дебиты, то наверное не очень) 

www.petroleumengineers.ru

Падение - нефтедобыча - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Падение - нефтедобыча

Cтраница 1

Падение нефтедобычи после 1901 г. объясняется влиянием кризисов, хаотической, бессистемной разработкой нефтяных месторождений, приводившей к преждевременному истощению вскрываемых скважинами нефтеносных горизонтов, и низким уровнем нефтепромысловой техники, затруднявшим бурение на глубоко залегающие, еще неистощенные залежи нефти.  [1]

При описании будущего процесса разработки месторождения было получено для кривой падения нефтедобычи много совпадающих эмпирических формул. Широкий диапазон полученных выражений доказывает отсутствие единой общей формулы для описания поведения пласта при режиме растворенного газа.  [2]

При описании будущего процесса разработки месторождения было получено для кривой падения нефтедобычи много совпадающих эмпирических формул. Широкий диапазон полученных выражений доказывает отсутствие единой общей формулы для списания поведения пласта при режиме растворенного газа.  [3]

Можно отметить, что указанные кривые качественно тождественны с теоретически вычисленными кривыми падения нефтедобычи, нанесенными на фиг.  [4]

Проблема интенсификации притока нефти приобрела особую актуальность в последние годы в связи с падением нефтедобычи практически во всех нефтегазоносных регионах России. Как одно из средств повышения эффективности добычи нефти могут быть использованы технологии вызова и интенсификации притока нефти из продуктивных коллекторов с низкой проницаемостью, а также коллекторов, изменивших свои фильтрационные свойства при вскрытии пластов и промысловых операциях на скважинах. Во многих случаях падение продуктивности пластов при этом связано с работой глинистых минералов как самого пласта-коллектора, так и привнесенных.  [5]

Как видно из таблицы, планомерный рост добычи нефти в стране продолжался до 1984 г. В 1984 - 85 гг. произошло падение нефтедобычи. В 1986 - 87 гг. она снова росла, достигнув максимума.  [6]

Все месторождения, приведенные на этой фигуре, были в значительной степени истощены до того, как технологический анализ пласта стал внедряться в практику. Можно отметить, что указанные кривые качественно тождественны с теоретически вычисленными кривыми падения нефтедобычи, нанесенными на фиг.  [7]

Если установлен нижний предел экономически выгодной нефтедобычи, то, пользуясь указанной методикой, можно определить продолжительность разработки участка при помощи нагнетания газа. Наклон прямых линий, отражающих падение нефтедобычи, аналогично графику фиг.  [8]

Следует отметить, что, начиная с 70 - х годов, интерес к исследованиям проблем, связанных с нефтяной промышленностью Урало-Поволжского региона, стал заметно спадать. По-видимому, это связано с тем, что основные нефтяные месторождения данного региона вступили в завершающую стадию разработки, и добыча по ним со второй половины 70 - х годов резко снизилась. Проводимые здесь геологоразведочные работы не открыли новых, более мощных месторождений нефти, что позволило бы приостановить падение нефтедобычи.  [9]

При полной или частичной закупорке путей водопритока лучше перераспределяются фильтрационные потоки воды и нефти по мощности пласта. Уменьшение содержания воды в продукции при сохранении отбора приводит к снижению забойного давления, а следовательно, к увеличению скорости притока нефти, возможно, и к подключению низкопроницаемых нефтенасы-щенных прослоев. Промысловый опыт показывает, что в большинстве случаев при селективном ограничении притока воды увеличивается приток нефти или замедляется темп падения нефтедобычи.  [10]

Как часто повторялось и в прошлом, многое зависело от саудовцев. В 1983 году Саудовская Аравия открыто взяла на себя функции производителя-балансира, варьируя объем своей нефтедобычи, чтобы поддерживать цену ОПЕК. Но к 1985 году ее издержки по сравнению с другими странами ОПЕК становились непропорционально велики. Поддержка цены означала огромное падение нефтедобычи и потерю обширной доли рынка, а значит, и доходов. В 1981 году доходы Саудовской Аравии достигли наивысшей точки и составляли 119 миллиардов долларов.  [11]

Что касается последствий приватизации в нефтяной и газовой отраслях, то здесь они были диаметрально противоположными. Российское акционерное общество Газпром является основным добытчиком газа и поставщиком его на внутренний и внешний рынки. Добывая 90 - 95 % его в России, оно занимает лидирующие позиции и за границей, добывая 1 / 4 газа в мире. Отметим, что половина нефти добывается в Лукойле, Юкосе, Сургутнефтегазе и Сиданко, каждая из которых экспортирует около 20 - 30 % добываемой нефти. К сожалению, большинство из них почти не занимается разведочным бурением, а реструктуризация экономики привела к почти полной ликвидации единой геологической службы России, что также является одной из причин падения нефтедобычи и усложнения перспектив ее развития. Остается надеяться на то, что эти негативные стороны будут преодолены.  [12]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

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

Падение - дебит

Cтраница 1

Падение дебитов в проектных скважинах применяется таким же образом, как и в действующих.  [1]

Темп падения дебита в процессе откачки усиливается по мере уменьшения значения погружения насоса под уровень. Это объясняется снижением давления на приеме, усиливающейся сепарацией газа и, как следствие, резким снижением коэффициента подачи.  [3]

Коэффициент падения дебита определяют по данным геологического отдела, а также по кривым производительности скважин, построенным на основании отчетных геолого-статических данных.  [4]

При гармоническом падении дебита можно отметить, что зависимость дебит - время также может быть прямолинейной с наклоном 45 после преобразования в логарифмических координатах. Представляет интерес то обстоятельство, что зависимость обратной величины дебита от времени на графике с равномерной шкалой также выражается прямой линией.  [5]

При гиперболическом падении дебита зависимости дебит - время и дебит - накопленный отбор могут стать прямолинейными после преобразования - сдвига по оси абсцисс на логарифмической бумаге. Преобразованная кривая дебит - накопленный отбор приобретает обратный наклон. Кроме дополнительной работы по преобразованию кривой, такой график обладает еще и тем недостатком, что горизонтальная шкала, где откладывается неизвестная переменная, обычно слишком сжата в той точке, где ожидается ответ. Поэтому для кривых гиперболического падения дебита была предложена специальная координатная бумага [56] с такими шкалами, которые дают возможность наносить или время, или накопленный отбор в линейном масштабе и все же получать прямолинейную зависимость, благоприятную для экстраполяции.  [6]

Месячный коэффициент падения дебита вычисляют при помощи корреляционных таблиц, поскольку месячные коэффициенты падения дебита определяются интервалами среднего суточного дебита.  [7]

Номинальный темп падения дебита, являясь непрерывной функцией, применяется главным образом для удобства получения различных математических соотношений.  [8]

Месячный коэффициент падения дебита вычисляется при помощи корреляционных таблиц. Поскольку месячные коэффициенты падения дебита определяются интервалами среднесуточного дебита, добычу по старым скважинам нужно рассчитывать по их группам, соответствующим определенным интервалам среднесуточного дебита.  [9]

Эффективный темп падения дебита De - это ступенчатая функция, которая больше соответствует действительной методике получения исходных данных по добыче ц наиболее часто используется на практике.  [10]

Эффективный темп падения дебита De ( или DeHa4 при начальных условиях) для всех трех видов кривых падения дебита связан с номинальным темпом падения дебита D ( или Онач при начальных условиях) следующими соотношениями.  [11]

С момента закономерного падения дебита нефти между накопленной добычей нефти ( QH) и водой ( Q &) устанавливается прямолинейная зависимость как по полю в целом, так и по каждому эксплуатационному ряду. Эта зависимость более четко проявляется в конечной стадии разработки нефтяных пластов, когда они сильно обводнены и отобрано не менее 80 % от извлекаемых запасов нефти. Однако опыт разработки месторождений Урало-Волжской области показывает, что прямолинейная зависимость начинает проявляться раньше, т.е. при достижении текущей обводненности больше, чем на ЭД.  [12]

Кривые с гармоническим падением дебита ( ге 1) встречаются, по-видимому, редко.  [13]

В этом случае падение дебита во времени анализируется по упрощенной модели Уоррена - Рута.  [14]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru