8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Средний дебит скважины


дебит скважины

Скважина с постоянным понижением у р о в-н я. Условие постоянства напора или понижения уровня выдерживается в фонтанирующих скважинах (или скважинах, эксплуатируемых при самоизливе). При неустановившемся движении в этом случае дебит скважины с течением времени уменьшается.[ ...]

На практике дебит скважин может изменяться, что связано с различными причинами, например с их периодической остановкой и включением, заменой насосного оборудования, постепенным изменением проницаемости фильтра и призабойной зоны.[ ...]

Стадия испытания скважин на продуктивность является непродолжительной по времени. Длительность испытания определяется в соответствии с регламентами на освоение скважин и составляет до 72 ч на каждый режим исследования объекта. Количество испытываемых объектов и режимов определяется проектом и обусловливается, как правило, назначением скважины. При испытании скважины происходит кратковременное, но достаточно интенсивное загрязнение атмосферы продуктами сгорания газа. При этом размеры зон загрязнения обусловлены дебитом скважины, составом сжигаемого углеводородного сырья и режимом исследований, необходимых для получения рабочих характеристик скважины. Поэтому не представляется возможным снизить дебит скважин в целях уменьшения зон загрязнения, которые для глубоких скважин как правило, составляют более 1 км.[ ...]

При этом фонд действующих скважин сокращается в 7-8 раз, дебит скважин увеличивается в 6-7 раз.[ ...]

Проектный технологический режим работы эксплуатационных скважин предусматривал их эксплуатацию при депрессиях на пласт 8 — 9 МПа. При этом средние начальные рабочие дебиты скважин в зависимости от зоны их расположения должны были составить 300 — 320 тыс. м3/сут. Фактические начальные дебиты скважин в районе УКПГ-1В варьировались в диапазоне от 232 до 970 тыс. м3/сут при среднем значении 462 тыс. м3/сут. Данное обстоятельство в большой степени связано с тем, что скважины, вводимые в первую очередь, располагались на высокопродуктивных участках структур. Последующий ввод скважин с более низкой продуктивностью привел к более интенсивному снижению среднего дебита и рабочих давлений на устье скважин. В 1998 г. средний дебит скважин составил 276 тыс. м3/сут.[ ...]

Затем, перед демонтажом оборудования, проверяют общий и удельный дебит скважины, откачивая воду имеющимся водоподъемником при двух-трех водопонижениях. В конце откачки отбирают пробу воды для анализа. Только на основании изучения результатов лабораторных анализов воды за время эксплуатации скважины и всей документации по ней (по ее дебиту, работе и остановкам) представляется возможным вынести заключение о причинах изменения производительности скважины и качества получаемой из нее воды.[ ...]

Из табл. 4 видно, что для площади Каменномысская при переходе от диаметра лифта 102 к 114 мм дебит скважины для рассмотренных устьевых давлений меняется незначительно. Вероятно, использование горизонтальных скважин при разработке этого месторождения будет весьма эффективно.[ ...]

Большой ущерб вызывает и промывка песчаной пробки водой, если учесть, что в большинстве случаев скважины эксплуатируют месторождения с низким пластовым давлением и в процессе промывки происходит сильное поглощение воды пластом. Установлено, что по этой причине дебит скважин снижается на 10—16%, а межремонтный период работы скважин после промывки и в зависимости от ее частоты уменьшается в 2—2,5 раза. В то же время многие технологические процессы в добыче нефти и главным образом при вскрытии продуктивных пластов, зарезки вторых стволов связаны с применением жидкостей на водной основе, что сильно затрудняет и удлиняет сроки освоения скважин и в большинстве случаев существенно снижает эффективность проводимых мероприятий.[ ...]

Из табл. 4 видно, что эта технология не только ликвидирует пескопрояв-ление, но и позволяет значительно (до двух раз) увеличить дебит скважины и снизить депрессию на пласт.[ ...]

Основной объем добычи (95 %) ведется на Харь-ягинском и Ардалинском месторождениях. В 2000 г. в НАО добыто 4,5 млн т нефти, что на 15 % больше, чем в предшествующем году. Среднесуточный дебит скважин по различным месторождениям составляет от 2 т до 1 тыс. т.[ ...]

Третий участок расположен в центральной части пятой залежи. Пласт песчаника, по данным ТИС, монолитный, в кровле заглинизи-рован. Средний дебит скважин по жидкости до проведения форсирования составлял от 20,6 и 26 т/сут при обводненности 4,2 и 6,9%. В период форсирования средний дебит по жидкости составил 140,8 и 174 т/сут, т.е. увеличился в 7 раз. Дебит по нефти вырос всего в 1,5-1,7 раза. Низкие темпы обводнения скважины обусловлены прилегающим с северо-запада не разбуренным участком.[ ...]

Палеоген-четвертичный водоносный комплекс мощностью 300 м относится к зоне активного водообмена, насыщен пресными и ультра-пресными водами. В низах комплекса наблюдается некоторое увеличение солености вод до 3—5 г/л. Дебит скважин достигает 800 м3/сут при понижениях уровней на 15—30 м.[ ...]

Результаты моделирования показали возможность существенного увеличения добычи при зарезке горизонтального ствола даже при значительной выработке запасов. Так, при зарезке только одного горизонтального ствола длиной 300...500 м дебит скважины (с вводом ДКС) может увеличиться в 1,5.. .3 раза по сравнению с вертикальной (рис. 5).[ ...]

В верхней, глинисто-песчаной толще (нижненутовская подсвита и верхняя часть окобыкайской свиты) водоносные горизонты имеют значительную мощность (более 50—100 м) и выдержаны по площади. Глинистые водоупоры незначительной мощности распространены повсеместно. К этой толще приурочены преобладающие запасы газа и значительно меньшие запасы нефти. Водоносные горизонты водообильны, удельный дебит 0,1—0,5 л/с, дебит скважин при самоизливе часто превышает 1 л/с. Температура подземных вод колеблется в значительных пределах, но не превышает 57° С. Значение геотермической ступени на нефтеносных участках составляет 33—36 м/°С, на газоносных— 28—41 м/°С. Указанная толща относится к открытой гидродинамической системе. На всей площади ее распространения возможны пополнения запасов и разгрузки подземных вод. Область создания напоров тяготеет к Гыргыланьинскому поднятию, вблизи которого отметки статических уровней достигают максимальных значений 80—60 м. От Гыргыланьинского поднятия намечается северное, северо-западное и восточное направление движения подземных потоков. Проницаемость пород 300—500-10 15 м2.[ ...]

Глубина проникновения воды в призабойную зону зависит от перепада давления на пласт, проницаемости пород, продолжительности работ, связанных с применением воды, интенсивности проявления капиллярных сил на границе вытеснения нефти водой и т. д. Чем больше значение указанных параметров, тем глубже проникает вода в пласт. Попадая на забой, вода оттесняет нефть в глубь пласта, и часть порового пространства оказывается занятым водой. Таким образом, при наличии воды на забое уменьшается поверхность фильтрации для нефти и газа и возрастает сопротивление их движению, что уменьшает дебит скважин.[ ...]

На участках компрессорных станций опреснению могут быть подвергнуты подземные воды, имеющие повышенную минерализацию, а также промстоки, как биологически очищенные, так и неочищенные высокоминерализованные, захороняемые в глубокие поглощающие горизонты. В первую очередь необходимо деминерализовать все имеющиеся промстоки, особенно те, которые находятся на очистных сооружениях вблизи компрессорных станций. Сюда же можно подать биологически очищенные промстоки. Другим источником воды, подлежащей деминерализации, являются подземные воды, залегающие на глубине 100—150 м с минерализацией около 10 г/л. Ожидаемый дебит одной скважины 200 м3/сут. Кроме того, ресурсы воды с повышенной минерализацией, опреснение которой может представлять промышленный интерес, связаны с подземными горизонтами, развитыми на глубине около 150 м. Здесь находятся воды с минерализацией 5—10 г/л. Дебит одной скважины ориентировочно составляет 200 м3/сут. Вышеприведенные глубины залегания пластов, их со л eco держание и возможный дебит скважин соответствуют району Оренбургского газохимического комплекса [33].[ ...]

Минимальное количество воды, которое может быть получено из источника, всегда должно быть достаточным для обеспечения бесперебойного водоснабжения. Необходимо принять во внимание вероятность наступления следующих друг за другом засушливых лет, аналогичных наихудшим засушливым годам в прошлом, а также снижения уровня грунтовых вод. Для наземных водных источников площадь водосбора должна быть достаточной для обеспечения максимального суточного потребления в течение 10-летнего периода в будущем. Как правило, емкость водохранилища должна равняться количеству воды, расходуемому по меньшей мере в течение 30 суток при максимальном суточном потреблении для 5-летнего .периода в будущем. В идеальном случае в подземных скважинах не должно наблюдаться уменьшение количества находящейся там воды, т. е. ни статический уровень грунтовых вод, ни дебит скважины ( л/с на 1 м понижения уровня) не должны уменьшаться при увеличении потребления. Желательно, чтобы эти величины оставались постоянными в течение 5-летнего периода, за исключением незначительных колебаний, которые сами исправляются в течение недели.[ ...]

При добыче нефти уже в призабойной зоне нефтяного пласта не исключается нарушение фазового равновесия и образование отложений на стенках пор продуктивного пласта. Такое положение более вероятно при эксплуатации истощенных и малодебитных нефтяных залежей /22/. При этом существенную роль играет разгазирование нефти в призабойной зоне, что всегда будет снижать температуру нефти. В результате при снижении температуры ниже температуры насыщения парафинами возможно ухудшение проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта из-за пара-финизации поверхностей пор выкристаллизовавшимся микрокристаллическим парафином. Как показывает практика, в таких случаях тепловое воздействие на пласт всегда повышает фильтрационную способность призабойной зоны и увеличивает дебит скважины. Достоверность указанного механизма снижения проницаемости призабойной зоны подтверждается промысловыми результатами, показавшими, во-первых, резкое повышение содержания парафинов в нефтях после теплового воздействия на пласт по сравнению с нефтью до обработки и, во-вторых, отсутствие существенного эффекта.от термообработки в случае малопарафинистой нефти (до 1 %), хотя и содержащей высокий процент асфальтенов (более 2 %).[ ...]

ru-ecology.info

Средний дебит - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Средний дебит - скважина

Cтраница 3

Уренгойском, Ямбургском, Медвежьем месторождениях, где средние дебиты скважины высокие. Месторождения Ямала, Гыдана будут разрабатываться после строительства газопровода Ямал - Европа.  [31]

Требуется определить продолжительность нагнетания пара в скважину, средний дебит скважины после обработки и продолжительность работы скважины с повышенным дебитом.  [32]

В результате этого наблюдается весьма своеобразная особенность изменения средних дебитов скважин при блоковых системах разработки при различной плотности сетки скважин. Как показывают исследования В. Н. Щелкачева [127], при увеличении плотности сетки средние дебиты скважин снижаются, хотя общий отбор жидкости из залежи возрастает.  [34]

Теплоизоляция шлейфа пенопластом толщиной 0 5 см при среднем дебите скважин 3 млн. м3 / сут обеспечивает безгидратпый режим его работы при длине до 3 км, а при дебите 1 л ли.  [35]

Входящий дебит первого укрупненного интервала первой группы скважин равен среднему дебиту скважин этого интервала; конечный дебит равен значению нижней его границы, он же равен входящему дебиту второго укрупненного интервала для первой группы скважин. Конечный дебит этой группы скважин равен предельно рентабельному. Входящий дебит второго интервала второй группы скважин равен среднему дебиту скважин последнего года исходной таблицы. Затем суммируют добычу по всем группам скважин и тем самым определяют остаточные извлекаемые запасы залежи.  [36]

Пробуренный фонд скважин почти полностью находится в работе, однако средний дебит скважин - около 1 т / сут. Ожидается, что дальнейшее развитие и совершенствование заводнения позволит несколько превысить проектную нефтеотдачу.  [37]

Это означает, что для оценки с точностью 5 % среднего дебита скважин достаточно из всей совокупности выделить для обследования 35 скважин. После того как определен объем выборки ( Л / -) из всей совокупности, достаточный для расчета необходимых величин с заданной точностью, нужно правильно отобрать Ni значений из общей совокупности данных. Скважины с выбранными номерами подвергаются обследованию.  [38]

Изменение во времени средних показателей разработки месторождения ( например, среднего дебита скважин, средних коэффициентов Ai и Bi и других параметров) происходит под воздействием двух факторов: изменения средних показателей отдельных групп скважин и изменения удельного веса отдельных групп. Например, средняя производительность скважин может уменьшиться или за счет уменьшения средней производительности отдельных групп скважин, или в результате выбытия из эксплуатации скважин из отдельных групп, вследствие обводнения или воздействия обоих факторов вместе. Роль каждого из факторов должна отчетливо выделяться при анализе разработки месторождения. Для этого определяются индекс средних показателей групп скважин и индекс изменения структуры.  [39]

Для прироста добычи нефти ( газа) за счет увеличения среднего дебита скважин необходимы дополнительные затраты только в части расходов, пропорциональных объему добычи. К ним относятся расходы на электроэнергию, энергию двигателей внутреннего сгорания при глубиннонасосной добыче, на сжатый воздух и газ при компрессорной добыче нефти, затраты на закачку воды, воздуха и газа в пласт, расходы по перекачке, хранению и деэмульсации нефти. Остальные затраты на добычу в абсолютной сумме не изменяются или почти не изменяются при увеличении ( уменьшении) среднего дебита.  [40]

Изменение во времени средних показателей разработки месторождения ( например, среднего дебита скважин, средних коэффициентов Л, и Bt и других параметров) происходит под воздействием двух факторов: изменения средних показателей отдельных групп скважин и изменения удельного веса отдельных групп. Например, средний дебит скважин может уменьшиться или за счет уменьшения средних дебитов отдельных групп скважин, или за счет выбытия из эксплуатации скважин из отдельных групп вследствие обводнения, или вследствие воздействия обоих факторов. Роль каждого из факторов должна быть отчетливо выделена при анализе разработки месторождения. Для этого определяют индекс средних показателей групп скважин и индекс изменения структуры. Скважины можно группировать по коэффициенту вариации дебитов.  [41]

За первые 4 года добыто нефти 26 726 т при среднем дебите скважины 2 69 т / сут.  

www.ngpedia.ru

Средний дебит - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Средний дебит - скважина

Cтраница 2

В XIII варианте средние дебиты скважин колеблются от 1 816 до 10 285 млн. м3 / сут. В качестве примера на рис. 76 приведены зависимости изменения во времени дебитов скв. Отсюда следует, что при развязывании в случае постоянного отбора газа из месторождения дебиты скважин изменяются во времени незначительно.  [16]

Если ГнабС - средние дебиты скважин по группам не отличаются друг от друга, а если Гиаб - то отличаются.  [17]

Таким образом устанавливаем последовательно средний дебит скважин за каждый этап эксшюатации пласта, определяемый числом работающих рядов скважин.  [18]

Если учесть, что средний дебит скважин, оборудованных ЭЦН, по ПО Татнефть на момент проведения данных исследований составлял 33 т / сут, то общий недобор нефти за период освоения и выхода скважины на режим составляет в среднем 200 - 250 т на одну ремонтную скважино-операцию.  [19]

Следует отметить, что средние дебиты скважин на северном и южном полях до начала поддержания пластового давления отличались в 1 6 раза в пользу северного поля. С началом закачки воды средние дебиты скважин также увеличились неодинаково: для северного поля в 7 раз, а для южного поля в 6 раз при одинаковых режимах работы водонагнетательных скважин.  [20]

Следует отметить, что средние дебиты скважины из условия решения задачи при накоплении и откачке равны между собой.  [21]

Для выявления влияния изменения среднего дебита скважин на уровень промысловой себестоимости добычи нефти первоначально определяются отклонения в объеме добычи нефти за счет изменения средних дебитов скважин по способам эксплуатации.  [22]

Залежь эксплуатируется 13 скважинами, средний дебит скважин до внедрения ВДОГ не превышал 5 т / сут.  [23]

При подключении обоих пластов в работу средний дебит скважин по жидкости должен бы составлять в среднем 16 1 т / сут.  [24]

Определив дебит ряда, а по нему средний дебит скважины, несложно в начальный период разработки рассчитать для ряда распределение скважин по дебитам, полагая, что оно подобно распределению скважин по коэффициенту продуктивности.  [25]

Вследствие быстрого падения пластового давления и среднего дебита скважин добыча нефти, достигнув максимума, начинает понижаться, иногда несмотря на то что число добывающих скважин еще продолжает расти. Довольно быстрому снижению добычи нефти способствует и обводнение прикон-турных скважин краевой водой.  [26]

В расчетах нами приняты данные о средних дебитах скважин и технологических режимах эксплуатируемых скважин Самотлорского месторождения. В соответствии с рекомендациями работ [45-48] расчеты для каждой скважины выполнены с учетом 3 - х значений забойного давления, 3 - 4 - х значений обводненности нефти и 5-ти различных дебитах жидкости, что, на наш взгляд, должно охватить все возможные режимы добычи продукта. Для этих пластов и принятых режимов не используются специальные методы повышения добычи нефти, например, гидроразрыв пластов, сопровождающийся их разгазированием и дроссельным эффектом, вызывающим понижение температуры пластовой жидкости.  [27]

В процессе эксплуатации месторождения наблюдается постепенное снижение средних дебитов скважин.  [28]

Рассчитывают уровни добычи жидкости, дебиты рядов и средние дебиты скважин до отключения рядов скважин и после их отключения.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

дебит скважины средний - это... Что такое дебит скважины средний?


дебит скважины средний

ұнғыманың орташа дебиті

Русско-казахский терминологический словарь "Горное дело и металлургия". - Академия Педагогических Наук Казахстана.. 2014.

  • дебит пульпы
  • дебит скважины средний проектный

Смотреть что такое "дебит скважины средний" в других словарях:

  • 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 — 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 скважин — 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

  • Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация — (CNPC) Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация это одна из крупнейших нефтегазовых компаний мира Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация занимается добычей нефти и газа, нефтехимическим производством, продажей нефтепродуктов,… …   Энциклопедия инвестора

  • оценочная кривая — 1. Кривая, построенная на основании прошлой добычи скважины. 2. Предполагаемый средний дебит скважины [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN appraisal curve …   Справочник технического переводчика

  • Татнефть — (Тatneft) Компания Татнефть, история создания компании Татнефть Компания Татнефть, история создания компании Татнефть, перспективы развития Содержание Содержание 1. О 2. История в цифрах и фактах 3. Разработка месторождений. и газа Повышение… …   Энциклопедия инвестора

  • Роснефть — (Rosneft) Компания Роснефть, история создания компании Роснефть Компания Роснефть, история создания компании Роснефть, перспективы развития Роснефти Содержание Содержание 1. История 1990 е годы 2000 е годы 2. сегодня География деятельности… …   Энциклопедия инвестора

  • Газпром добыча Астрахань — ООО «Газпром добыча Астрахань» Тип Общество с ограниченной ответственностью Деятельность Добыча газа Год основания 1981 Прежние названия Астраха …   Википедия

  • Ахты — Село Ахты лезг. Ахцагьар …   Википедия

  • Нефть —         Нефть (через тур. neft, от перс. нефт) горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространённая в осадочной оболочке Земли, являющаяся важнейшим полезным ископаемым. Образуется вместе с газообразными углеводородами (см.… …   Большая советская энциклопедия

  • Соединённые Штаты Америки —         (United States of America), США (USA), гос во в Cев. Aмерике. Пл. 9363,2 тыс. км2. Hac. 242,1 млн. чел. (1987). Cтолица Bашингтон. B адм. отношении терр. США делится на 50 штатов и федеральный (столичный) округ Kолумбия. Oфиц. язык… …   Геологическая энциклопедия

mining_rus_kaz.academic.ru


Смотрите также