Средний дебит нефтяной скважины

А в солнечной Аравии, Аравии моей, сплошное изобилие от нефтяных полей!

Немножко нефтяного ликбеза я вам устрою. В конце концов, я же обещал.

Итак, в СССР насчитывалось 140.000 нефтяных скважин. В 1995 году 22.000 скважин не работали. В настоящее время количество скважин увеличилось (цифры только по РФ) и сейчас в России 160.000 нефтяных скважин, из которых действуют 101.000. 59000 скважин либо заглушены, либо бездействуют.

У Saudi Aramco, которая добывает нефти немногим меньше, чем вся Россия, на месторождении Гавар насчитывается только 3000 скважин, зато они дают 5 миллионов баррелей нефти в сутки (половина российской нефтедобычи за год).

Средний дебит одной скважины в России 9,7 т/сутки (данные за 2013 год, позже не нашёл). В Саудовской Аравии средний дебит скважины 782 т/сутки.

Дебит скважины

Фишка, однако, в том, что нефтедобыча, как бизнес, имеет высокий порог вхождения. Иначе говоря, самая затратная часть – это бурение и обустройство скважины. То есть самым дорогим является первый баррель. С каждым часом стоимость добычи перманентно снижается, и скважина начинает в буквальном смысле, качать деньги.

Продемонстрирую это на примере легендарной саудовской скважины Даммам №7. Разведка нефти в Саудовской Аравии началась в 1935 году.  В конце 1936 г. начали бурить седьмую по счёту тест-скважину, которая дала признаки наличия нефти на глубине чуть больше километра. Но понадобилось ещё 10 месяцев и ещё почти полкилометра пройденной породы, прежде чем Даммам №7 дала нефть.

Результат превзошёл все ожидания. Нефть из скважины пошла в коммерческих объёмах. Первоначальный дебит скважины Даммам №7 составил 3810 баррелей в сутки или 533 т/сут. Срочно был проложен нефтепровод в ближайший порт Рас-Таннур. А в мае 1939 года король Саудовской Аравии Абдул-Азиз ибн Абдуррахман ибн Фейсал аль Сауд лично присутствовал при отправке первой партии нефти на экспорт. Цена нефти на то время составляла $1.09 за баррель.

Интересно, что даже во время Второй Мировой войны резкого скачка цен на нефть не произошло. В 1944 году баррель нефти стоил $1.21, то есть всего на 11% дороже, чем до войны.

Настоящие деньги потекли в Саудовскую Аравию при цене три доллара за баррель, знаменитый oil prices jump во время Суэцкого кризиса. В 1960 году появляется ОПЕК, и в ценах наводят порядок.

Всё моё детство (1961—1971 гг.) прошло при средней цене на нефть примерно $1,3 за баррель. Детство было, прямо скажем, босоногое.

Но в 1973 году начинается нефтяной беспредел, и шейхи берут Запад за яйца. В игру вступает СССР, цена нефти в 1980 году, когда я поступил в ЛВВПУ, выросла в 13 раз, с $2,7 (1973) до $35,52 (1980) за баррель. Это был шок и пик.

Советский Союз осмелел, повеселел, набил нефтедолларами мошну, устраивал Олимпиады, и мы в строю хулигански пели, как «гремя огнём, по Западной Европе пойдут машины в яростный поход, когда нас в бой пошлёт генсек Андропов, Устинов-маршал в бой нас поведёт».

И вдруг всё кончилось. Цены на нефть полетели к чертям, а генсеки и маршалы штабелями стали укладываться в кремлёвскую стену. Что было потом, лучше не вспоминать. Кстати, всё это время скважина Даммам №7 качала и качала (её заглушили только в 1982 году), дав, по роттердамскому счёту, более 32 миллионов баррелей (около 4,5 миллиона тонн).

А теперь покалякаем о делах наших скорбных, сегодняшних. Нефть – высокорисковый бизнес. Смотрите сами.

Супертанкер класса VLCC (скажем, Libra Trader) принимает на борт 300 тысяч тонн нефти за раз. Предположим, что за время рейса Залив – Сингапур, нефть упала на один доллар за баррель. Это означает потерю более двух миллионов долларов на одной партии. Конечно, нефть может, за время рейса, и подняться на тот же доллар за баррель, и тогда будет премия более двух миллионов долларов с одной партии. Но, согласитесь, это таки цифры!

Libra Trader на траверзе Фуджейры (ОАЭ)

Поэтому ни один мировой производитель нефти и ни одна нефтяная компания не являются самодостаточными в смысле доходов. Общая кредитная задолженность нефтяных компаний перед банками-кредиторами превышает $4 триллиона. А это вам, как говорят у нас в Дубаи, не баран начихал. Так что теперь за  вентиль переживают не только весёлые красивые жгучие мужчины в белых кандурах, педалях на босу ногу и гуфиях в красно-белую клеточку, но и седые загорелые немногословные папики в банках-кредиторах.

Теперь вы понимаете, о чём я? Когда из-за обвала цен нефтяные компании окажутся в затруднительном положении и, мягко говоря, не смогут обслуживать свои долги, мы увидим, как воплощается в жизнь поговорка: «Если вы должны банку сто долларов, банк имеет вас. Если вы должны банку миллион долларов, вы имеете банк».

То есть забота о восстановлении нефтяного рынка становится головной болью не одних производителей и продавцов нефти. В конце концов, опыт у банкиров есть, они уже спасали обвалившийся рынок жилищного кредитования в Америке в 2007—2008 гг. В общем нефтяной 2016 год обещает быть занимательным.

Я гарантирую это.

inosmi.by

определённый расчёт дебита скважины, формула нефти

При определении продуктивности нефтяной скважины определяют её дебит, который является очень важным показателем при расчете планируемой продуктивности.

Важность этого показателя трудно переоценить, поскольку с его помощью определяют – окупит полученное с конкретного участка  сырье стоимость его разработки или нет.

Формул и методик расчета этого показателя несколько. Многие предприятия пользуются формулой французского инженера Дюпюи (формула нефти Дюпуи), который много лет посвятил изучению принципов движения грунтовых вод. С помощью расчета по этой методике достаточно просто определить, целесообразно  ли разрабатывать тот или иной участок месторождения с экономической точки зрения.

Дебит нефтяной скважины

Дебитом в данном случае называется объем жидкости, который поставляет   скважина за определенный промежуток времени.

Стоит сказать, что достаточно часто добытчики пренебрегают расчетом этого показателя при установке добывающего оборудования, однако это может привести к весьма печальным последствиям. Рассчитываемая величина, которая определяет количество добываемой нефти, имеет несколько методик определения, о которых мы поговорим далее.

Зачастую этот показатель по-другому называют «производительность насоса», однако это определение не совсем точно характеризует получаемую величину, поскольку  свойства насоса обладают собственными погрешностями. В связи с этим определяемый расчетным путем объем жидкостей и газов в некоторых случаях сильно разнится с  заявленным.

Вообще значение этого показателя рассчитывается для того, чтобы  выбрать  насосное оборудование. Заранее определив с помощью расчета   производительность определенного участка, можно уже на этапе планирования разработки исключить не подходящие  по своим параметрам насосы.

Расчет этого значения  необходим любому добывающему предприятию, поскольку нефтеносные участки с низкой производительностью просто могут оказаться нерентабельными,  и разработка их будет убыточной. Кроме того, неверно выбранное  насосное оборудование  из-за вовремя не сделанных расчетов может привести к тому, что предприятие вместо планируемой прибыли получит существенные убытки.

Еще одним важным фактором, свидетельствующим об обязательности такого расчета для каждой конкретной скважины, является тот факт,  что даже дебиты расположенных поблизости уже работающих скважин могут существенно отличаться от дебита новой.

Чаще всего такая существенная разница объясняется конкретными значениями подставляемых в формулы  величин. Например, проницаемость пласта может иметь существенные различия в зависимости от глубины залегания продуктивного слоя, а чем ниже проницаемость пласта, тем меньше производительность участка и, разумеется, ниже его рентабельность.

Расчет дебита не только помогает при выборе насосного оборудования,  но позволяет определить оптимальное место бурения колодца.

Установка новой добывающей вышки является рискованным делом, поскольку даже самые квалифицированные специалисты в области геологии до конца не знают всех  тайн земли.

В настоящее время существует множество разновидностей  профессионального оборудования для нефтедобычи,  но для того, чтобы сделать правильный выбор, необходимо сначала определить все необходимые буровые параметры. Правильный расчет таких параметров позволит подобрать оптимальный рабочий комплект, который будет наиболее эффективен для участка с конкретной производительностью.

Способы расчета этого показателя

Как мы сказали ранее, методов для расчета этого показателя существует несколько.

Чаще всего используют две методики –  стандартную, и  с применением упомянутой нами выше формулы Дюпюи.

Стоит сразу сказать, что второй способ хотя и сложнее, но дает более точный результат, поскольку французский инженер всю свою жизнь посвятил изучению этой сферы, в результате чего в его формуле используется гораздо больше параметров, чем в стандартной методике. Однако, мы рассмотрим оба способа.

Стандартный расчет

Эта методика основана на следующей формуле:

D = H x V / (Hд – Hст), где

D – это значение дебита скважины;

Н – это высота водного столба;

V – производительность насоса;

Нд – динамический уровень;

Нст – статический уровень.

За показатель статического уровня в данном случае берется расстояние от начального уровня подземных вод до начальных почвенных  слоев, а в качестве динамического уровня используется абсолютная величина, которую определяют с помощью замера уровня воды после её откачивания, используя измерительный инструментарий.

Существует понятие оптимального показателя дебита нефтеносного участка месторождения. Его определяют как для определения общего уровня депрессии конкретной скважины, так и для всего продуктивного  пласта целиком.

Формула расчета среднего уровня депрессии подразумевает значение забойного давления Рзаб = 0. Дебит конкретной скважины, который был рассчитан для оптимального показателя депрессии, и является оптимальным значением этого показателя.

Однако такая формула позволяет рассчитать  оптимальный дебит не на любом месторождении.

Механическое и физическое давление на пласт  может привести к обрушению некоторых частей внутренних стенок ствола. Вследствие этого, потенциальный дебит нередко приходится уменьшать механическим способом, чтобы не нарушать бесперебойность  добычи и сохранить прочность и целостность стенок ствола.

Как видите, стандартная формула является простейшей, в результате чего результат она дает с достаточно существенной погрешностью. Чтобы получить более точный и объективный результат, целесообразно использовать пусть и более сложную, но гораздо более точную формулу Дюпюи, учитывающую большее количество важных параметров конкретного участка.

Расчет по Дюпюи

Стоит сказать, что Дюпюи был не только квалифицированным инженером,  но и прекрасным теоретиком.

Он вывел даже не одну, а две  формулы, первая из которых применяется  для определения потенциальной гидропроводности и продуктивности для насосного оборудования и нефтеносного пласта, в вторая позволяет проводить расчет  для не идеальных насоса и месторождения, основываясь на показателях их фактической продуктивности.

Итак, разберем первую формулу Дюпюи:

N0 = kh / ub  *  2∏ / ln(Rk/rc), где

N0  – это показатель потенциальной продуктивности;

Kh/u – коэффициент гидропроводности нефтеносного пласта;

b – коэффициент, учитывающий  расширение по объему;

∏ –  это число Пи = 3,14;

Rk – это значение  радиуса контурного питания;

Rc – значение долотного радиуса, измеренного по всему расстоянию до вскрытого продуктивного пласта.

Вторая формула Дюпюи:

N = kh/ub  * 2∏ / (ln(Rk/rc)+S, где

N – это показатель  фактической продуктивности;

S – так называемый скин-фактор, который определяет фильтрационное сопротивление течению.

Остальные параметры расшифровываются так же,  как и в первой формуле.

Вторая  формула Дюпюи для определения  фактической продуктивности конкретного нефтеносного участка в настоящее время используется практически всеми добывающими компаниями.

Способы повышения производительности

Стоит сказать, что для повышения производительности  месторождения в некоторых случаях используют технологию гидравлического разрыва продуктивного пласта, суть которой – механическое  образование в нем трещин.

Периодически возможно проведение так называемой механической регулировки дебита нефти в скважине. Она проводится с помощью повышения забойного давления, которое приводит к снижению уровня добычи и показывает фактические возможности каждого нефтеносного участка месторождения.

Кроме того, чтобы  повысить дебит, применяют и термокислотную  обработку.

При помощи различных растворов, содержащих в себе  кислотные жидкости, производят очистку породы от образовавшихся в процессе бурения и эксплуатации  отложений смол, солей и прочих химических веществ, которые  мешают качественной и эффективной разработке продуктивного пласта.

Сначала кислотную жидкость заливают  в ст

neftok.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

dic.academic.ru

Дебит нефти или газа - Техническая библиотека Neftegaz.RU

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

Дебит характеризует устойчивое поступление жидкости или газа в течение длительного времени.
Объём воды, протекающий в единицу времени через поперечное сечение реки или водоносного горизонта, называется расходом воды.
Дебит применяют для измерения объёма воды, получаемого при искусственной откачке воды из колодцев и скважин, в процессе которой подаваемое количество жидкости зависит от способа и интенсивности откачки и понижения её уровня.
Для характеристики производительности водозаборных скважин служит удельный дебит (отнесённый к понижению уровня воды при откачке на 1 м).
Дебит скважины зависит от проницаемости и мощности продуктивного горизонта , условий его питания, распространения и взаимосвязи с другими горизонтами, наличия напора и прочего, а также от условий эксплуатации продуктивного горизонта, степени его вскрытия, понижения уровня нефти или газа при откачке и других факторов.

Различают установившийся и неустановившийся дебит, так как в 1^е время можно получить завышенное значение дебита, особенно если вскрыта нефть, заключающая большое количество газов.
На основе наблюдений за дебита нефтяных скважин строят кривые, показывающие изменения дебита в процессе эксплуатации.
Анализируя эти кривые, определяют промышленные категории запасов нефти.
Этот метод кривых основан на статистическом учёте добычи нефти за определенные периоды времени.
По кривой зависимости дебита от времени с помощью математических расчётов устанавливают коэффициент падения дебита, который служит основой подсчёта запасов нефти по группам скважин и по пласту в целом.

Дебит скважины обязателен к подсчету как для определения параметров насосной установки, так и выбора остального оборудования скважин.

Существует всего методы для подсчета дебита скважин нефтяного месторождения - стандартный и по Дюпюи:

Расчет по стандартной формуле:
D = H x V/(Hд – Hст), 
H - Высота водного столба;
V - Производительность насоса;
Hд, Hст - статический и динамический уровень.
Статический уровень в этом случае – расстояние от начала подземных вод до первых слоев почвы, а динамический уровень - абсолютная величина, получаемая при замере уровня воды после откачивания.

Оптимальный показатель дебита нефтяного месторождения определяется, как для общего установления уровня депрессии отдельной скважины, так и всего пласта в целом.
Формула высчитывания среднего уровня депрессии месторождения определяется, как Р _заб=0.
Дебит 1^й скважины, который был получен при оптимальной депрессии, и будет являться оптимальным дебитом нефтяной скважины.

Из-за механического и физического давления на пласт, может происходить обрушение части внутренних стенок нефтяных скважин, поэтому приходится уменьшать потенциальный дебит механическим способом, чтобы сохранить бесперебойность процесса добычи нефти и сохранения прочности стенок.
Расчет по формуле Дюпюи:

1. Идеальный случай:

N₀ = kh/ub * 2Pi/ln(R_k/R_c), где 

N₀ – потенциальная продуктивность;
Kh/u – коэффициент, определяющий свойство гидропроводности нефтяного пласта;
B – коэффициент расширения по объему;
Pi – Число П = 3,14…;
R_k – радиус контурного питания;
R_c – долотный радиус скважины по расстоянию до вскрытого пласта.

2. Расчет для фактической продуктивности месторождения:

N = kh/ub * 2Pi/(ln(R_k/R_c)+S).
N – фактическая продуктивность;
S – скин-фактор (параметр фильтрационного сопротивления течению).

neftegaz.ru

О дебитах скважин - iv_g — LiveJournal

• Main
• Ratings
• Interesting
• Disable ads

• Login
• CREATE BLOG Join
• English (en)
  • English (en)
  • Русский (ru)
  • Українська (uk)
  • Français (fr)
  • Português (pt)
  • español (es)
  • Deutsch (de)
  • Italiano (it)
  • Беларуская (be)

iv-g.livejournal.com

Дебит скважин - Энциклопедия по экономике

Существует мнение, что добыча тяжелой и сверхтяжелой нефти из нетрадиционных источников (битуминозных песчаников и др.) может быть экономически оправдана лишь при ценах на нефть не ниже 257-294 долл./т. Наиболее крупные запасы тяжелой нефти сконцентрированы в поясе Ориноко (Венесуэла) размерами 460 х 40 км величина их оценивается в 140-170 млрд. т, в том числе извлекаемые при современных технологиях запасы составляют 25-30 млрд. т. Эта нефть характеризуется высоким содержанием серы и других примесей, но вязкость ее небольшая. Средний дебит скважины составляет 25 т/сут., после закачки пара он увеличивается до 100 т/сут. Значительные ресурсы тяжелой и сверхтяжелой нефти и битума имеются также в Канаде, США, Ираке, Западной Европе, России.  [c.20]

Из способов интенсификации добычи в последние годы широко используют гидроразрыв пласта, вследствие чего улучшаются условия для притока нефти к эксплуатационным скважинам и приемистость нагнетательных скважин. Гидравлический разрыв весьма эффективен. Дебит скважин после гидроразрыва возрастает в-1,5—2 раза и более. Дополнительные затраты на проведение гидроразрывов окупаются в короткий срок.  [c.46]

Среднесуточный дебит скважин (од- ой или группы) —это среднее количество тонн нефти (тыс. м3 газа), добытое за сутки непрерывной работы скважины (скважин). Он определяется отношением общей добычи нефти (газа) к числу скважино-суток, отработанных скважиной (или группой) за один и тот же период времени.  [c.114]

Дебит скважин на скважино-месяц отработанный можно определить умножением среднесуточного дебита -на 30, т. е. на число суток в скважино-месяце.  [c.116]

Среднесуточный дебит скважины (в тыс. м3) на начало планируемого периода устанавливают в соответствии с технологическим режимом работы скважин, а время работы — вычитанием из календарного числа скважино-суток времени остановок скважин на плановый ремонт или на проведение геолого-технических 120  [c.120]

Степень использования скважин по мощности или показатель интенсивного их использования можно было бы определить на основе дебита в единицу рабочего времени (см. гл. VII) как отношение среднего дебита к максимально возможному (проектному). Следует иметь, однако, в виду, что в силу особенностей эксплуатации нефтяных и газовых залежей фактический дебит скважин никогда не отличается от максимально возможного (при разработке залежей без проекта) и проектного (при разработке залежей по проекту). Поэтому коэффициент интенсивного использования скважин всегда равен единице.  [c.152]

За 1965—1977 гг. производительность скважин в стране увеличилась на 30,6%. По старым нефтедобывающим районам дебит скважин неуклонно снижается. Это объясняется не только ухудшающимися условиями разработки старых нефтяных месторождений, но и причинами организационно-технического характера. Как показывает практика, при проведении мер, направлен-  [c.156]

В добыче нефти к факторам, влияющим на структуру себестоимости, относятся дебит скважин, их обводненность, способы добычи, сбора и подготовки нефти и т. п.  [c.255]

Более существенный прогрев призабойной зоны пласта происходит при введении в него горячего агента— воды или пара. Нагнетание в пласт пара температурой до 400°С более эффективно. Пар закачивается в скважину под значительным давлением в течение нескольких суток. После такой обработки дебит скважины увеличивается в несколько раз.  [c.84]

На основании утвержденного графика замера эксплуатационных скважин определяют дебит скважин. Результаты замеров записывают в журнал замеров скважин 1. В этот же жур-  [c.162]

При отсутствии проекта разработки месторождения дебит скважин планируют по отдельным скважинам или группам скважин, имеющих примерно одинаковый коэффициент месячного изменения дебита R.  [c.226]

Дебит скважин (в тыс. м3) на начало планируемого периода устанавливают в соответствии с технологическим режимом работы скважин, а время работы — вычитанием из календарного числа скважино-суток времени остановок скважин на плановый ремонт или проведение геолого-технических мероприятий. При неизменном среднесуточном дебите скважины объем добычи равен произведению дебита на плановое количество скважино-суток работы скважин. При падающем дебите на месторождении объем добычи газа рассчитывают по месяцам с учетом коэффициента изменения производительности скважин. Методика расчета в этом случае такая же, как и при планировании добычи нефти по месторождениям, разрабатываемым без проекта.  [c.231]

Среднесуточный дебит скважин 60.  [c.330]

В нефтедобывающей промышленности рост объема добычи нефти всегда сопровождается снижением ее себестоимости. Определяющим фактором в таких случаях является дебит скважин. При падении дебитов рост объема добычи достигается благодаря вводу в эксплуатацию дополнительных скважин [как для поддержания уровня добычи, так и для увеличения объема добычи), в связи с чем себестоимость добычи нефти рас-"ет.  [c.53]

Основным натуральным показателем продуктивности место-I рождения в нефтедобыче служит дебит скважин — добыча неф- ти в расчете на единицу времени. Однако и этот показатель не I может быть надежной базой для сравнения продуктивности раз- личных месторождений и нефтяных площадей. Величина деби- та скважины зависит не только от естественных природных па- раметров данного месторождения, но и от факторов хозяйствен- ной деятельности человека и временного фактора (времени разработки месторождения).  [c.100]

Характерной особенностью нефтяной и газовой промышленности является стадийность процесса добычи. На первой стадии разработки нефтяного месторождения преобладает фонтанный способ добычи. Дебит скважин в этот период наиболее высокий, а издержки производства наиболее низкие. По мере выработки месторождения наблюдается тенденция к падению дебита—предприятия переходят на механизированный способ добычи с применением дополнительных нагнетательных скважин  [c.100]

Разработка морских нефтяных и газовых месторождений связана с необходимостью сооружения специальных искусственных площадок под буровые, осуществления антикоррозийных мероприятий, применения специализированного морского транспорта. Процесс строительства скважин во многом зависит от метеорологических условий. Поэтому эффективность их разработки будет определяться комплексом факторов, характеризующих технику, технологию и организацию буровых работ и нефтегазодобычи, а также промышленные запасы нефти и газа, дебит скважины и т. д.  [c.41]

В цикле строительства скважин уменьшение диаметра последней будет сказываться на процессе бурения, а остальные элементы указанного цикла — строительство и разборка наземных сооружений, монтаж и демонтаж бурового оборудования, подготовительные работы к бурению и испытание скважины на продуктивность — останутся без изменения (имеется в виду, что диаметр эксплуатационной колонны при этом не изменяется, что и обеспечивает одинаковый дебит скважины). Поэтому ввод наклонных скважин нормального и уменьшенного диаметров в эксплуатацию будет зависеть от коммерческой скорости их бурения.  [c.125]

При отсутствии проекта разработки месторождения, дебит скважин планируют по отдельным скважинам ли их группам, имеющим примерно одинаковый коэффициент месячного изменения дебита У . Этот коэффициент дает относительную характеристику изменения дебита за один календарый месяц и определяется отношением среднесуточного дебита за последующий месяц. QI к среднесуточному дебиту за предыдущий месяц q  [c.116]

Э—— энергозффект, V. . — внешний объем скважины, V — рабочий объем колонны, К — коэффициент использования производительности, БУ — буровая установка, С — синтезирующая характеристика модуля (себестоимость, приведенные затраты и> т. п.) O KB —дебит скважины, Fp —площадь поперечного сечения колонны  [c.58]

В то р а я особенность состоит в том, что нефть из пласта поступает в скважину под действием гидродинамических сил самого. пласта. Но по мере извлечения нефти из пласта его гидродинамические силы ослабевают, пластовое давление падает, приток нефти в скважину уменьшается, дебит скважины снижается. Отсюда возникает необходимость не допускать падения пластового давления. Для этого в нефтеносный пласт через нагнетательные скважины закачивают воду или газ, чем достигается поддержание или восстановление естественной энергии пласта и стабильность дебита скважин. Иногда забой скважины подвергают специальной (например, солянокислотной) обработке, чтобы уменьшить сопротивление пород притоку нефти в скважину и, следовательно, увеличить отдачу пласта. Ясно, что расходы по увеличению отдачи пласта должны найти в номенклатуре статей себестоимости самостоятельное отражение.  [c.79]

На основании утвержденного графика замера эксплуатационных скважин определяют дебит скважин. Результаты замеров записывают в журнал замеров скважин1. В этот же журнал переносят из вахтенной книги оператора по добыче нефти данные о числе часов эксплуатации каждой скважины.  [c.142]

Внутрипластовое горение нефти успешно осуществляется на опытных участках нефтяной залежи Павлова Гора (Краснодарский край) и месторождении Хоросаны (Азербайджанская ССР) с высоковязкими нефтями. На опытном участке Хоросаны благодаря этому методу дебит скважин увеличился в сравнении с первоначальным в 3 раза, а отдельные скважины перешли на фонтанирование.  [c.181]

Для структуры себестоимости добычи нефти и газа характерен высокий удельный вес условно-постоянных расходов (около 50%). Отсюда можно сделать вывод о том, что одним из решающих факторов, определяющим уровень себестоимости добычи нефти и газа, является производительность (дебит) скважин. Последняя, в свою очередь, зависит от принятой системы разработки, геолого-физических параметров продуктивных пластов, техники и организации добычи нефти и газа, стадии разработки месторождений. Эти факторы влияют не только на уровень себестоимости добычи нефти и газа, но и на ее структуру. Так, увеличение доли механизированной добычи нефти в связи с падением пластового давления вызывает рост энергетических затрат, затрат на текущий ремонт и ряда других. Вступление в более поздний этап разработки месторождения и связанное с этим повышение обводненности продукции скважин вызывают увеличение расходов по технологической подготовке нефти, по искусственному воздействию на пласт, по перекачке жидкости и др. Например, в НГДУ Туймазанефть, эксплуатирующем месторождения, вступившие в позднюю стадию разработки и почти не имеющих фонтанирующих скважин, энергетические затраты превышают 10%, расходы по поддержанию пластового давления достигают 20%, расходы по деэмульса-ции—11%. Эти цифры значительно превышают средние по отрасли (см. табл. 36).  [c.305]

В качестве основного фактора, влияющего на величину издержек производства, был принят средний дебит скважин. Л. А. Кашицкий [19] предложил формулу для учета влияния изменения дебитов на прибыль и рентабельность нефтепромысловых управлений через фиксированные платежи. Для определения фиксированных платежей по нефтедобывающим объединениям предлагалась методика их определения в зависимости от величины обшей прибыли [25].  [c.40]

Впервые свою точку зрения по определению размера рентных платежей в нефтяной промышленности изложил Л. А. Каш-ницкий [19], который пытался увязать размер платежей с изменением дебитов скважин на отдельных стадиях разработки месторождений. По мнению автора, основным показателем, отражающим изменение горно-геологических условий в нефтяной промышленности, является дебит скважин. Изменение дебита скважин непосредственно сказывается на уровне добычи нефти и ее реализации и, следовательно, на издержках производства, изменяющихся пропорционально объему добычи. Исходя из этого автор определяет изменение прибыли в зависимости от изменения дебита, а затем в зависимости от него выводит формулу потонной ставки рентных платежей. Сумму отклонений прибыли автор находит как разницу между уменьшением объема реализации по оптовым ценам и изменением пропорциональных расходов, отчислений на геологоразведочные работы и рентных платежей по действующим ставкам.  [c.110]

Ниже на основе анализа фактических данных по разбурива-нию ряда месторождений будет показано, что переход к бурению неглубоких и глубоких наклонных скважин уменьшенного диаметра способствовал повышению коммерческой скорости бурения снижению себестоимости 1 м проходки относительно наклонных скважин нормального диаметра. Поскольку при этом диаметр эксплуатационной колонны -остается постоянным и дебит скважины не изменяется, то указанное мероприятие, т. е. переход к бурению наклонных скважин уменьшенного диаметра, способствующий повышению коммерческой скорости бурения, ускорению ввода скважин в эксплуатацию я снижению себестоимости их строительства, с точки зрения сроков разбуривания и разработки месторождения нефти и газа, является экономически выгодным.  [c.129]

Чем выше гидропроводность, тем лучше условия притока нефти к забоям скважин и, следовательно, больше ее дебит, а при большем дебите скважин обеспечиваются более благоприятные экономические показатели.  [c.283]

economy-ru.info

Современные тенденции в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности России - Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК (495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

Modern tendencies of Russian oil-producing and oil-refining industry A. KORZHUBAEV, Institute of Economy and Organization of Industrial Production, Institute of oil and gas geology of SB RAS, I. SOKOLOVA, NIPIneft, L. EDER, Institute of Economy and Organization of Industrial Production, Institute of oil and gas geology of SB RAS Для обеспечения долгосрочного устойчивого развития нефтяного комплекса России, повышения экономической эффективности и технологической сбалансированности добычи, переработки и транспорта нефти, расширения выпуска конкурентоспособной продукции с высокой добавленной стоимостью необходимо изменение производственной структуры НГК, ускоренное внедрение комплекса технологических и организационных инноваций. The authors with weighty arguments prove that accelerated introduction of complex of technological and organizational innovations is needed for long-lasting stable development of Russian oil complex Нефтедобывающая промышленность Нефтяная промышленность России играет значительную роль в социально-экономическом развитии страны, является важным элементом мирового рынка нефти. Пик добычи нефти в Советском Союзе был достигнут в 1986 – 1988 гг. Тогда в стране добывалось более 625 млн тонн нефти и газового конденсата, что превышало 21% от общемирового показателя, в том числе в Российской Федерации – почти 570 млн тонн, или свыше 19% мировой добычи (табл. 1). Табл. 1. Добыча нефти в России и мире в 1970 – 2008 гг. С 1989 г. происходило сначала постепенное, а с 1991 г. – обвальное снижение добычи. К концу 1990-х гг. добыча нефти в России стабилизировалась на уровне 300 – 307 млн тонн, или 8 – 9% от общемирового показателя. Основные причины падения добычи: разрыв хозяйственных связей, изменение организационной структуры в отрасли, естественное исчерпание ряда крупных месторождений (Самотлор и др.), снижение внутреннего спроса и инвестиций. Благодаря росту международных цен в 1999 – 2008 гг., завершению формирования к концу 1990-х гг. новых организационно-экономических условий работы отрасли, массовому внедрению технологий интенсификации добычи при увеличении инвестиций в России происходило быстрое наращивание добычи нефти. Добыча нефти в стране возросла в 2007 г. более чем на 60% к уровню 1999 г., достигнув 491 млн тонн. При исключительно высоких мировых ценах на нефть в 2006 – 2009 гг. произошло сначала снижение темпов роста, а затем с 2008 г. – абсолютное сокращение добычи нефти. В 2008 г. добыча нефти и конденсата в России составила около 488,5 млн тонн – первое место в мире, более чем на 10% больше, чем в Саудовской Аравии, – одновременно впервые за последние 10 лет в стране произошло снижение производства, темп падения по итогам года составил около 0,51%, сокращение добычи в первом квартале 2009 г. – еще около 1%. Добыча нефти по регионам Главный центр нефтяной промышленности – Западная Сибирь. Здесь добывается около 68% всей нефти в стране, объем добычи в 2008 г. составил 332 млн тонн нефти (табл. 2). Начиная с середины 1980-х гг., 67 – 72% российской нефти добывается в Западной Сибири. Табл. 2. Добыча нефти и конденсата в России в 2008 г. по регионам, млн тонн Снижение добычи нефти в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП) происходит на большинстве крупнейших месторождений, кроме Приобского, на котором все последние годы производство растет; наибольшее сокращение происходит в Ноябрьском, Пуровском и Сургутском нефтедобывающих районах. Около 29% российской нефти, или 141,9 млн тонн, было добыто в 2008 г. в Европейской части России. Прирост добычи составил около 2,1%, что связано с расширением добычи нефти в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (НГП) на 5,8%, а также в Волго-Уральской НГП (2,7%). В Восточной Сибири, включая Республику Саха (Якутия), в результате запуска в реверсном режиме участка ВСТО, начиная с октября 2008 г., происходит быстрое наращивание добычи нефти. В первом квартале 2009 г. она увеличилась почти в 10 раз по сравнению с 2008 г. Организационная структура и динамика добычи нефти В настоящее время с учетом аффилированных связей добычу нефти и конденсата в стране осуществляют семь вертикально-интегрированных нефтяных компаний, концерн «Газпром» (включая активы компании «Газпром нефть») и более 140 сравнительно небольших компаний. Основной рост добычи в 2000 – 2007 гг. происходил за счет крупных компаний, обладающих финансовыми ресурсами и технологиями для ввода новых объектов в разработку, интенсификацию добычи на разрабатываемых месторождениях. Наибольшие темпы роста обеспечили «Газпром нефть» (до 2006 г. «Сибнефть»), ТНК-ВР, «Роснефть», ЮКОС (до 2004 г., позднее активы перешли под контроль «Роснефти»), «Сургутнефтегаз». В начале 2009 г. вертикально-интегированными нефтегазовыми компаниями (включая Газпром) добыто около 93% нефти в стране. Падение добычи в 2008 – 2009 гг. также определялось главным образом крупными компаниями. Негативные тенденции в нефтяной отрасли и замедление темпов роста, а в ряде случаев абсолютное сокращение добычи нефти по крупнейшим нефтегазодобывающим подразделениям начали проявляться уже в конце 2006 г.; в 2007 г. стагнацию добычи нефти в России удалось компенсировать лишь увеличением добычи в рамках проекта «Сахалин-1» с иностранным оператором (Exxon). В начале 2007 г. «Сахалин-1» вышел на проектную мощность в 250 тыс. барр/сутки (что соответствует около 12,5 млн тонн в годовом исчислении). В настоящее время устойчивая тенденция для большинства эксплуатируемых месторождений Западной Сибири и Европейской части страны – стабилизация и постепенное снижение уровней добычи. В марте добыча нефти в России составила 41,44 млн тонн, что на 0,3% выше уровня марта 2008 г. Эксплуатационный фонд нефтяных скважин В настоящее время общий эксплуатационный фонд нефтяных скважин на балансе компаний составляет 158,4 тыс. шт. (табл. 3), что на 0,84% больше прошлогоднего. В последние годы наблюдается сокращение темпа ввода новых скважин: в 2005 – 2007 гг. общий прирост эксплуатационных скважин варьировался в диапазоне 1,2 – 1,7%. Табл. 3. Эксплуатационный фонд нефтяных скважин в России в 2007 – 2008 гг. Основная часть ВИНК за последний год увеличили объем эксплуатационных скважин, что обусловлено необходимостью поддержание уровней добычи нефти. Сокращение этого показателя в «Роснефти» связано с оптимизацией использования ранее приобретенных активов ЮКОСа, в ТНК-ВР, учитывая обводненность Самотлорского месторождения в Западной Сибири, с постепенным выводом из эксплуатации избыточного количества нерентабельных скважин. В 2008 г. в общем эксплуатационном фонде нефтяных скважин в России доля неработающих скважин сократилась с 16,4 до 16,1%, что отражает стремление компаний увеличить рентабельность добычи нефти с помощью вывода низкопродуктивных и обводненных скважин. Несмотря на увеличение прироста скважин, дающих продукцию, со 131,1 до 133,1 тыс. шт. в большинстве компаний продолжается стагнация либо снижение добычи, что отражает снижение средней производительности одной скважины нефти и падение дебитов (табл. 4). Табл. 4. Добыча, средняя производительность и дебит скважин России в 2007 – 2008 гг. по нефтяным компаниям Средний дебит (суточная производительность на одну скважину) в нефтяных компаниях России составил в 2008 г. 10,1 т/сут.; среди ВИНК наибольший дебит – у «Газпром нефти» (почти 17 тонн в сутки), «Славнефти» (14,49 т/сут.), «Роснефти» (13,16 т/сут.), наименьший – у «Башнефти» (1,85 т/сут.) и «Татнефти» (3,82 т/сут.). Уровень дебитов отражает характер сырьевой базы, степень разбуренности участков недр и, соответственно, издержки добычи нефти. Объем эксплуатационного бурения В последние годы темпы прироста эксплуатационного бурения существенно снижаются (2005 – 2007 гг. темпы прироста эксплуатационного бурения варьировали в диапазоне 18 – 26%). Объем эксплуатационного бурения в России в 2008 г. увеличился только на 6,5% с 13,7 до 14,6 млн м (табл. 5). Табл. 5. Объем эксплуатационного бурения в 2007 – 2008 гг. России, млн м Лидером по объемам эксплуатационного бурения остается «Сургутнефтегаз»; при этом в 2008 г. основной прирост эксплуатационного бурения произошел за счет «Газпром нефти» (увеличение на 342,6 тыс. м), ЛУКОЙЛа (+335,7 тыс. м) и ТНК-ВР (+221,6 тыс. м). Наибольшее снижение эксплуатационного бурения произошло в «Татнефти» (-123,7 тыс. м) и в малых и средних компаниях (-102,5), что отражает ограниченность инвестиционных ресурсов и отсутствие соответствующих лицензионных блоков с запасами высокодостоверных категорий. Нефтеперерабатывающая промышленность В 2008 г. первичная переработка нефти в России составила 236,3 млн тонн (48,4% от добычи), что на 3,4% больше уровня 2007 г. По мощностям и объему переработки нефти Россия занимает третье место в мире после США и Китая. Переработку жидких углеводородов в России осуществляют 27 крупных нефтеперерабатывающих заводов, 46 мини–НПЗ и два конденсатоперерабатывающих завода. Суммарные производственные мощности переработки жидких УВ в России составляют по сырью 272,3 млн т/год. С середины 1980 х до начала 1990-х гг. мощности российских НПЗ находились на уровне 351,5 млн тонн (7,3 млн барр/день) и Россия занимала второе место в мире по этому показателю. После кризиса 1990-х гг., а также в результате модернизации производств и увеличения доли вторичных процессов в отрасли произошло сокращение мощностей по первичной переработке нефти: в 2008 г. оно составило более 6,2 млн тонн. Одновременно мощности по первичной переработке мини-НПЗ возросли почти на 900 тыс. тонн; мини-НПЗ. В 2008 г. 77,4% (182,8 млн тонн) всей переработки нефти осуществлялось НПЗ, входящими в состав вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний, еще 22,5% (89,6 млн т) – независимыми переработчиками, на мини-НПЗ малых нефтяных компаний переработано менее 1%. В 2008 г. загрузка производственных мощностей по первичной переработке жидких УВ в среднем по стране составила 86,8%, в том числе на заводах ВИНК – 89,6, на заводах независимых переработчиков – 78,7%, на мини-НПЗ – 72,1. Глубина переработки по отрасли в 2008 г. составила 71,5%, снизившись по сравнению с 2007 г. на 0,4 п.п.; в целом за последние десять лет глубина переработки увеличилась более чем на 5 п.п. (табл. 6). Табл. 6. Динамика первичной переработки нефти в России и выпуск основных видов нефтепродуктов, млн тонн В структуре выпуска нефтепродуктов в России продолжает доминировать производство тяжелых и средних фракций, прежде всего – мазута и дизельного топлива. В 2008 г. доля дизельного топлива составила около 37,8% (69 млн тонн), мазута топочного – 35% (63,9 млн тонн), автомобильного бензина – 19,6% (35,7 млн тонн), прочих нефтепродуктов (бензин авиационный, авиакеросин, масла смазочные и др.) – 13,8% (7,5 млн тонн). Ни

burneft.ru

“Сланцевая” скважина за первый год добывает как скважина Татнефти за первые 13 лет: mirvn — LiveJournal

Воспользуемся любимой картинкой противников “сланцев”, на которой они отображают модельную добычу средней скважины на сланцевую нефть (на примере Баккена):

Числами отображен среднесуточный дебит скважины в баррелях в сутки для каждого года эксплуатации

На первый взгляд, как уверяют противники “сланцев”, всё плохо и скважина живёт только несколько лет - потом добыча падает “в ноль”, становится нерентабельной и её выводят из эксплуатации.

Теперь идём в статистику компании Татнефть и видим, что средний дебит скважин составляет 3,8 тонн в сутки (27 баррелей в сутки). Таким образом, средняя скважина Татнефти в 2014 году добывала столько же, сколько модельная сланцевая на 18-й год эксплуатации (см. график)! Позвольте-ка, но ведь “сланцевая” скважина по мнению противников уже через несколько лет нерентабельна и закрывается, как так-то? Отсюда может быть два вывода, причём в формате или-или:

1. Компания Татнефть крута и развита, способна добывать нефть на столь маленьких дебитах, на которых американские компании пасуют (27 баррелей в сутки).




2. “Сланцевые” скважины не “высыхают” за несколько лет - даже на 18-м году жизни они эквивалентны средним скважинам Татнефти. Добытчики в США не менее эффективны, а значит могут эксплуатировать “сланцевые” скважины десятилетиями.

Голосуем!

Но это ещё не всё. Как известно, скважины традиционной нефти имеют пологий профиль добычи, без резкого снижения, а скважины на сланцевую нефть наоборот. То есть, скважина Татнефти к цифре 27 Б/д снижалась медленно, а значит с низкого дебита и добыча такой скважины всегда была очень низкой. Скважина сланцевой нефти снижается быстро, а значит с очень высокого дебита. Добыча новых скважин Татнефти составляет 68 баррелей в сутки, то есть в первый год добычи сланцевая скважина добудет столько же, сколько скважина Татнефти за 13 лет (904/68).

При этом противники сланцев сами не знают что приводят в доводы, аппелируя исключительно к эмоциональной составляющей падающей кривой в начале статьи: “Ого как добыча сланцевой скважины на графике падает!”. Проинтегрируя всю добычу за жизнь скважины мы получим накопленную добычу в 1 млн. баррелей (площадь под кривой), примерно как средняя в России. То есть, если оперировать эмоциями, то перед нами очень плохая скважина, если цифирками - очень хорошая.

Но почему-то нет заявлений, что “Татнефть это пузырь”, “Татнефть для лохов”, как и нет заявлений, что Татнефть отравляет природу Татарстана, несмотря на то, что в 2014 году компанией было проведено 677 гидроразрывов пласта. Если же сравнить профиль скважины Татнефти с первой картинкой, то:

Несложно увидеть, что “сланцевая” скважина с большой скоростью снижения дебита принесёт больше нефти и окупится за первые пару лет, так как к тому времени добудет значительную часть свей своей добычи, в отличие от традиционной скважины. Конечно, все скважины разные и скважины Татнефти это не шедевр, но пример показателен.

В сообществе уже есть большааая подборка мифов о сланцах, но дополнительно разберём тезис, что срок эксплуатации “сланцевых” скважин составляет лишь несколько лет. Миф пошёл, наверно, от рассматривания картинки в начале статьи и широты русской души. Ведь видно, что через четыре года скважина снижает добычу в десять раз, а через 10 лет уже добываются совсем скромные значения всего в четыре десятка бочек в день. Ну кто будет этим заморачиваться?

В самом деле, какая мелочь эти ваши 40 бочек, всего-то доход в миллион долларов в год при $70 за баррель (40*365*$70).

Поэтому все скважины используют практически до последней капли нефти. Добывающий фонд в США составляет около 700 тысяч скважин (в России, около 200 тыс.). Его бурили не одно десятилетие (за последние 30 лет пробурили только 460 тысяч), то есть до сих пор функционируют скважины возрастом 40-50 лет. Множество старых скважин добывают всего лишь несколько баррелей в сутки, но их добыча до сих пор рентабельна и их не закрывают: 409 тысяч скважин имеют ежедневный дебит менее 3 Б/д. Для примера, 400 тыс. скважин с дебитом 3 Б/д за год принесут доход в $45 млрд. долларов (при $100 за баррель).

Ниже график, на котором отображены дебиты скважин и цена нефти WTI, при которой рентабельна добыча (в контексте превышения операционных расходов):

Итак, при текущей цене WTI=$50 рентабельны скважины с дебитом более 2 Б/д. В этой цифре нет ничего удивительного, ведь практически все расходы давно сделаны: скважина пробурена, насос куплен и подключен, трубопровод подключен, ну даже если нет, то стоящий рядом с насосом бак-накопитель позволяет забирать нефть раз в месяц, то есть это практически бесплатный источник денег, какой дурак откажется от такого счастья? Ну и самое главное: возвращаемся к первому графику и ищем там дебит в 2-3 Б/д, до которого будет рентабельна добыча из “сланцевой” скважины. Несколько лет, говорите?

mirvn.livejournal.com

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

Средний дебит - скважина

Cтраница 1

Средние дебиты скважин и содержание различных компонентов существенно меняются по зонам УКПГ. Это обусловливает различные добывные возможности скважин по газу, конденсату, сероводороду, гелию и другим ценным компонентам. В этом случае имеется возможность получения дополнительного экономического эффекта от рационального размещения и эксплуатации резервных скважин.  [1]

Средний дебит скважин по объекту I обычно на один-два порядка ниже дебитов по объектам II и III, величина депрессии выше в 3 - 4 раза и более.  [2]

Средний дебит скважин по нефти составляет 1 8 т / сут. Пласты кыновского горизонта Д, и Дн, разрабатываются совместно с пластом Д-1 пашийского горизонта.  [4]

Средние дебиты скважин нефти и жидкости составляют 4 и 106 т / сут соответственно.  [6]

Обозначив средний дебит скважин q, пропускную способность нитки сепарации qz, определим эту зависимость.  [7]

Зная средний дебит скважины рассматриваемого ряда ( по дебиту ряда, числу скважин в ряду и доле коллектора 1 - w), по известной величине v2 ( q), выбрав из семейства кривых III типа распределения Пирсона нужную кривую, можно легко установить распределение скважин по дебиту.  [8]

Рост средних дебитов скважин в 1946 - 1965 гг. происходил за счет ввода в разработку высокопродуктивных месторождений Урало-Поволжья на основе широкого внедрения новых систем разработки, которые существенным образом оказывали влияние на рост производительности труда.  [9]

Поведение кривых средних дебитов скважин по жидкости и нефти ( 7ж и 7) на южном и северном полях за время эксперимента качественно одинаково с поведением кривых Q) K и QH. Это объясняется тем, что в течение первых 5 лет эксперимента ( 1968 - 72 гг.) количество эксплуатационных скважин по полям не менялось, а с 1973 г. на обоих полях произошло небольшое уменьшение числа эксплуатационных скважин по причине перевода некоторых из них в нагнетательные.  [10]

Поведение кривых средних дебитов скважин по жидкости и нефти ( 7Ж и 7) на южном и северном полях за время эксперимента качественно одинаково с поведением кривых QIK и QH. Это объясняется тем, что в течение первых 5 лет эксперимента ( 1968 - 72 гг.) количество эксплуатационных скважин по полям не менялось, а с 1973 г. на обоих полях произошло небольшое уменьшение числа эксплуатационных скважин по причине перевода некоторых из них в нагнетательные.  [11]

Темпы роста средних дебитов скважин в третьем периоде по СССР снизились почти в 2 раза, а по основным нефтедобывающим районам - таким, как Башкирия, Татария и Куйбышевская область, начиная с 1966 г. они не только не сохранились на уровне предыдущего периода, но и начинают принимать отрицательное значение, так как основная масса эксплуатационных объектов нефтяных месторождений этих районов вступила в стадию прогрессирующего обводнения.  [12]

www.ngpedia.ru

1760 т нефти в сутки – новый дебит скважины на Приразломном

«Газпром нефть» ввела в строй на своем арктическом активе две новые добывающие скважины. Новости российского импортозамещения: впервые на шельфе Арктики на одной из скважин начала работать установка электрического центробежного насоса отечественного производства.

Как сообщает компания, теперь на месторождении в Печорском море в эксплуатации десять скважин: шесть добывающих, три нагнетательных и одна поглощающая скважина. Одна из введенных скважин оборудована установкой электрического центробежного насоса отечественного производства – первый опыт использования высокотехнологичного российского оборудования на арктическом шельфе. Уже в первые дни работы новой установки дебит нефти на скважине с российской установкой достиг 1760 т нефти в сутки. Всего проект освоения Приразломного месторождения на шельфе Печорского моря предусматривает ввод в эксплуатацию 32 скважин. «Ввод в эксплуатацию первой установки электрического центробежного насоса отечественного производства на арктическом шельфе – значимое достижение для всей российской промышленности. Важно, что именно эта установка обеспечила самую высокую скорость нефтедобычи за всю историю работы «Приразломной». Мы продолжим повышать эффективность разработки месторождения, строго следуя требованиям промышленной и экологической безопасности», – комментирует генеральный директор «Газпром нефть шельфа» Геннадий Любин.

Приразломное – единственный на российском арктическом шельфе нефтедобывающий проект. Напомним, что промышленная разработка месторождения начата в декабре 2013 г. Новый сорт нефти ARCO впервые поступил на мировой рынок в апреле 2014 г. Недропользователем проекта является «Газпром нефть шельф», дочерняя компания «Газпром нефти». Месторождение открыто в 1989 г. и располагается в Печорском море в 60 км от берега. Извлекаемые запасы нефти превышают 70 млн т. Для его разработки создана морская ледостойкая стационарная платформа (МЛСП) «Приразломная». Она рассчитана на эксплуатацию в экстремальных природно-климатических условиях, отвечает самым современным требованиям безопасности и способна выдержать максимальные ледовые нагрузки.

Как отмечает пресс-служба «Газпром нефти», все скважины, эксплуатируемые на месторождении, находятся внутри платформы – ее основание одновременно является буфером между скважиной и открытым морем. Глубина моря в районе месторождения – 20 м. Кроме того, установленное на скважинах оборудование позволяет предотвратить возможность неконтролируемого выброса нефти или газа. Система хранения нефти на платформе предусматривает «мокрый» способ размещения сырья в резервуарах, что исключает попадание в емкости кислорода и образование взрывоопасной среды.

Отгрузочная линия по перекачке нефти на танкер оборудована системой аварийной остановки, которая срабатывает мгновенно. Рядом с платформой несут постоянное аварийное дежурство специализированные ледокольные суда, оборудованные новейшими комплексами нефтесборного оборудования. «Приразломная» работает в соответствии с принципом «нулевого сброса»: использованный буровой раствор, шлам и другие технологические отходы закачиваются в специальную поглощающую скважину.

neftianka.ru

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

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 и дебит газа. В некоторых скважинах добывается нефть с водой, иногда в виде эмульсии. Для этих скважин различают дебит нефти и дебит эмульсии в добавлении к дебиту нефти и газа. В промысловой практике дебиты нефти, эмульсии и воды измеряются обычно тоннах в сутки, а дебит газа - в кубических метрах в сутки. Иногда дебиты воды выражаются в процентном отношении ко всей жидкости, добываемой скважиной – параметр называется «обводненность».

Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. — М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина. М.А. Мохов, Л.В. Игревский, Е.С. Новик. 2004.

• Даунстрим
• Дегазация нефти

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

• 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

neft.academic.ru

Смотрите также

• 
  Бурение скважин станками типа лбу 50
• 
  Лидерные скважины это
• 
  Экстензометрическая скважина принцип действия
• 
  Ильский завод утяжелитель бурение нпо
• 
  Озонирование воды из скважины
• 
  Самая глубокая нефтяная скважина в россии
• 
  Глубина скважины в крыму
• 
  Замок со скважиной в виде бутылки шампанского
• 
  Скважины на песок срок службы
• 
  Количество скважин в сша
• 
  Скважины на воду срок эксплуатации