Экология СПРАВОЧНИК. Дебит скважин
Дебит скважин - Энциклопедия по экономике
Газовые месторождения разрабатываются при более редкой сетке скважин, и последние имеют значительно более высокий эквивалентный дебит скважин, чем нефтяные. Все это обеспечивает высокий уровень производительности труда. [c.20] Важным фактором издержек являются качество и свойства нефти. Извлечение легкой нефти из недр обходится значительно дешевле, чем тяжелой. Высокий дебит скважин на Ближнем и Среднем Востоке объясняется в большой мере тем, что местная нефть - легкая. И степень извлечения легкой нефти из недр равна 30-35 % в сравнении с 16-22 % тяжелой нефти. [c.20]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
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
Дебит - нефтяная скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Дебит - нефтяная скважина
Cтраница 1
Дебит нефтяных скважин является параметром, характеризующим их работу и состояние. [1]
Дебит нефтяной скважины является интегральным параметром, требующим осреднения текущего значения за определенный промежуток времени. Системы автоматического контроля для определения дебита могут быть построены дискретного принципа действия либо непрерывного. [2]
Дебит нефтяной скважины по жидкости ( нефть, нефть вода) на промыслах обычно измеряется в весовых единицах - в т / сутки. [3]
Дебит нефтяной скважины 100 м3 / сут считается достаточно высоким. Для газовой скважины за высокий может быть принят дебит в 1 млн. м3 / сут. Пусть пластовое давление составляет 15 МПа, а забойное 10 МПа. Тогда дебит газа, приведенный к забойному давлению, будет 10000 м3 / сут, т.е. скорость фильтрации газа вблизи забоя скважины на два порядка выше скорости фильтрации нефти. [4]
Дебит нефтяных скважин пропорционален силе тока в добавочных сопротивлениях, моделирующих соответствующие диаметры скважин. [5]
Дебит нефтяной скважины является средством учета добычи нефти и параметром, характеризующим режим работы нефтяной скважины. [6]
Дебиты нефтяных скважин при различных динамических уровнях изменяются от 0 42 до 25 7 м3 / сут в пласте БВ22, от 8 1 до 25 7 в пласте БВ2ь от 0 3 до 39 0 в пласте БВ2о, от 0 1 до 4 7 м3 / сут в пласте BBig; в целом ачимовская толща является низкопродуктивным объектом. [7]
Снижение дебитов нефтяных скважин, эксплуатируемых механизированным способом, вызывает рост парка эксплуатационного оборудования завышенной производительности. Приведение в соответствие параметров и характеристик нефтепромыслового оборудования с добывными возможностями скважин - задача очень важная. В условиях достаточно высокого темпа прироста числа малодебитных скважин актуальность ее возрастает. [8]
Замер дебита нефтяных скважин проводится на групповых замерных установках. [9]
Измерение дебита нефтяных скважин ( количества нефти, воды и газа, поступающих из скважины) имеет значение для учета работы скважины и контроля технологического режима эксплуатации ее. [10]
Измерение дебита нефтяных скважин, как правило, ведется не непрерывно, а периодично. Время, в течение которого непрерывно измеряется дебит скважины, называется циклом измерения. [11]
Таким образом, дебит нефтяных скважин измеряется одним из двух следующих способов: задается число импульсов пи и определяется время замера Т3; задается время Т3 и определяется число измерительных импульсов пи. По окончании программы измерения информация в виде импульсов, подсчитанных объемным счетчиком, обрабатывается блоком масштабирования по определенной формуле. [12]
Предназначен для замера дебита нефтяных скважин производительностью до 2000 т / сутки при давлении до 64 кгс / сл. [13]
Предназначены для измерения дебита нефтяных скважин. Применяются в автоматизированных сборно-замерных установках. [14]
Предназначен для замера дебита нефтяных скважин производительностью до 2000 т / сутки при давлении до 64 кгс / сж2 и газовом факторе 200 - 600 м3 на тонну нефти. [15]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
Дебит скважин - это... Что такое Дебит скважин?
Дебит скважинДе́бит 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
dis.academic.ru
Дебит скважин — с русского
См. также в других словарях:
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
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
translate.academic.ru
