Cтраница 1
Коэфициент отдачи по току всегда меньше единицы, так как часть зарядной емкости теряется при протекании внутри источников различных побочных процессов, главным образом, на разряд ионов водорода и гидроксила. [1]
Коэфициент отдачи по току практически близок к ко-эфициенту отдачи кадмиево-никелевых аккумуляторов. [2]
Коэфициентом отдачи называется разность между начальной и остаточной ( конечной) нефтенасыщенностью, отнесенная к начальной. [3]
Строго говоря, коэфициент отдачи будет зависеть от расстояний между скважинами в последнем ряду, так как размер остающихся при этом целиков нефти между скважинами будет различным. Но незначительный, как правило, размер оставшихся целиков по отношению к начальной площади нефтеносности не внесет особых изменений в коэфициент отдачи при различных расстояниях между скважинами. Кроме того применение специальных режимов эксплоатации последней группы скважин и форсированного отбора из них жидкости будет способствовать возможно более полному отбору нефти из пласта при различных расстояниях между скважинами. [4]
Как уже отмечалось, абсолютная величина коэфициента отдачи нефти пластом, работающим при режиме растворенного газа, значительно ниже, чем при напорных режимах. Поэтому с самого начала разработки такого пласта в ряде случаев целесообразно переводить его путем нагнетания в пласт воды или газа на напорный режим, при котором величина отдачи и влияние на нее системы разработки будут уже иными. [5]
Таким образом, прежний критерий установления расстояний между скважинами по коэфициенту отдачи не может быть признан состоятельным. [6]
До сих пор не существует общей точки зрения относительно влияния уплстнения скважин на величину коэфициента отдачи пластом нефти в условиях режима растворенного газа. [7]
Промысловые наблюдения, проведенные на различных месторождениях, сходные по геолого-эксшюатационным условиям, показали отсутствие зависимости величины коэфициента отдачи от степени уплотнения. Такого же рода наблюдения, проведенные по одному и тому же пласту, показывают увеличение отдачи на участках с большей степенью уплотнения сетки скважинами, но это обстоятельство объясняется региональным перемещением нефти из части пласта с большим давлением, где скважины расположены на больших расстояниях, в части с меньшим давлением, разбуренные с большей степенью уплотнения. [8]
Целесообразность применения метода поддержания пластового давления отнюдь не ограничивается только теми случаями, когда естественный режим пласта не является напорным, - поддержание пластового давления выгодно сказывается на разработке залежи и при упругих режимах, Хотя в этом случае коэфициент отдачи не повышается, но остаются в силе остальные преимущества в отношении повышения текущего уровня добычи и сокращения срока разработки залежи. [9]
Оба контакта сходятся в конечной стадии разработки к некоторой линии внутри залежи. Конечный коэфициент отдачи определяется раздельно для каждой из зон распространения режимов, причем в водонапорной зоне он выше. [10]
Для получения лучшего конечного коэфициента отдачи применяемая система разработки залежи должна обеспечить возможно более полное вытеснение из пласта нефти. Для этого необходимо, чтобы размещение скважин на структуре и режим их работы обеспечивали равномерное перемещение контактов нефть-вода и нефть-газ по всей залежи. Кроме того часть скважин следует расположить в той части структуры, куда в конечном счете будет оттеснена нефть. Следовательно располагая при напорном режиме то или иное число скважин на структуре, но каждый раз по определенной схеме, удовлетворяющей поставленным требованиям, мы будем иметь возможно более высокий и не зависящий от числа скважин коэфициент отдачи нефти пластом. [11]
Строго говоря, коэфициент отдачи будет зависеть от расстояний между скважинами в последнем ряду, так как размер остающихся при этом целиков нефти между скважинами будет различным. Но незначительный, как правило, размер оставшихся целиков по отношению к начальной площади нефтеносности не внесет особых изменений в коэфициент отдачи при различных расстояниях между скважинами. Кроме того применение специальных режимов эксплоатации последней группы скважин и форсированного отбора из них жидкости будет способствовать возможно более полному отбору нефти из пласта при различных расстояниях между скважинами. [12]
После исчерпания условий для существования режима растворенного газа наступает последний период разработки, который протекает уже в условиях гравитациОЕшого режима. Легко понять, что отбор газа из шапки через специально пробуренные газовые скважины может вредно отражаться на темпах экспло-атации нефтяной залежи и на коэфициенте отдачи. Последний ухудшается не только за счет того, что залежь не может быть разработана полностью при газонапорном режиме, который обладает более высоким коэфициентом отдачи, но и вследствие потерь нефти в газонасыщенную зону шапки. [13]
В отличие от режима растворенного газа теперь уже не имеется притока газа в скважины. Динамический уровень в скважине находится ниже кровли пласта. В пласте нефть имеет свободную поверхность, и давление над нею равно атмосферному. Со временем эта поверхность понижается, и объем целика, оставшегося под нею к моменту достижения экономически целесообразного минимума дебита, определяет коэфициент отдачи. [14]
Для получения лучшего конечного коэфициента отдачи применяемая система разработки залежи должна обеспечить возможно более полное вытеснение из пласта нефти. Для этого необходимо, чтобы размещение скважин на структуре и режим их работы обеспечивали равномерное перемещение контактов нефть-вода и нефть-газ по всей залежи. Кроме того часть скважин следует расположить в той части структуры, куда в конечном счете будет оттеснена нефть. Следовательно располагая при напорном режиме то или иное число скважин на структуре, но каждый раз по определенной схеме, удовлетворяющей поставленным требованиям, мы будем иметь возможно более высокий и не зависящий от числа скважин коэфициент отдачи нефти пластом. [15]