Коэффициент - использование - запас - нефть
Cтраница 1
Коэффициент использования запасов нефти определяется как отношение объема нефти, извлеченной к рассматриваемому моменту времени из пористых блоков пласта за счет капиллярной пропитки, ко всему извлекаемому объему нефти. [1]
Кз - коэффициент использования подвижных запасов нефти, учитывает неравномерность вытеснения нефти агентом в пределах эксплуатируемого скважиной объема нефтяных пластов, а также предельно допустимую максимальную долю вытесняющего агента в дебите жидкости. На величину этой доли влияют: различие физических свойств нефти и агента и величина предельно допустимых текущих экономических затрат на 1 т добычи нефти. Необходимые для расчета этого коэффициента формулы уже были приведены. [2]
Кзн - коэффициент использования подвижных запасов нефти за начальную безводную стадию; Кг - конечный максимально возможный коэффициент использования подвижных запасов нефти при фиксированных условиях работы добывающей скважины ( при фиксированных величинах Рт и Р - забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин); ( 1 - А) - текущий дебит нефти в долях начального максимального ( амплитудного) дебита; А - относительное снижение дебита нефти, а также А - расчетная доля агента в дебите жидкости; К3н и К зависят от неоднородности по проницаемости нефтяных пластов, а их соотношение Кзн / Кз в может быть показателем неоднородности, вернее, однородности, поскольку при увеличении неоднородности оно уменьшается. [3]
 |
Добыча жидкости дж и нефти дп и U обводненность продукции тг по скв. 726. [4] |
При определении коэффициента использования запасов нефти по горизонту HKHi мы стремились получить численные показатели, наиболее близкие геологическим условиям недр. При расчете важны величины коэффициента нефтенасыщения и эффективной мощности пласта. Последняя была принята равной истинной мощности, так как в литологическом отношении горизонт НКПг состоит почти из одних песков и алевритов. [5]
Подробно рассмотрен вопрос о коэффициентах использования запасов нефти, газа и конденсата, достигаемых при различных способах разработки нефтегазоконденсатных залежей. [6]
Кз-коэффициент охвата вытеснением дренируемого объема нефтяных пластов или коэффициент использования подвижных запасов нефти, определяемый с учетом V2 - расчетной послойной неоднородности продуктивных пластов и Л - предельной доли агента в дебите жидкости в момент остановки добывающих скважин; Ki-коэффициент использования начальных извлекаемых запасов нефти с учетом ограниченной продолжительности существования скважин Гсоо; Qn - подвижные запасы нефти; QOM - максимально возможные при неограниченно большой продолжительности существования скважин начальные извлекаемые запасы нефти. [7]
Для расчета отборов нефти и жидкости необходимо знать коэффициент использования подвижных запасов нефти Кз и расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти F. [8]
Здесь были показаны примеры расчета величины неравномерности вытеснения нефти закачиваемым агентом и величины коэффициента использования подвижных запасов нефти, который прямо пропорционален коэффициенту нефтеотдачи пластов. Увеличение или уменьшение коэффициента использования подвижных запасов нефти означает пропорциональное увеличение или уменьшение коэффициента нефтеотдачи. [9]
Расчеты для типичного элемента позволяют в целом для всей залежи определить зависимость Кз - коэффициента использования подвижных запасов нефти от Лср - расчетной средней доли агента в суммарном отборе жидкости. [10]
Qo - балансовых геологических запасов нефти; Kz - коэффициента вытеснения нефти агентом и / з - коэффициента использования дренируемых подвижных запасов нефти, равная 24 %, приводит к потери 1 % начальных извлекаемых запасов нефти и потери 1 2 % общего экономического эффекта. Потери общего экономического эффекта равны капитальным затратам на бурение и обустройство 6 3 % общего фонда скважин. [11]
Увеличение А2 - весовой предельной доли приводит к увеличению А - расчетной предельной доли агента и далее к увеличению Кз - коэффициента использования подвижных запасов нефти. Увеличение Л2 - весовой предельной доли особенно важно на залежах высоковязкой нефти при больших величинах цо - коэффициента различия физических свойств. Острота проблемы высокой доли агента может уменьшиться при успешной изоляции отдельных обособленных полностью обводненных нефтяных слоев и пластов, входящих в эксплуатационный объект. [12]
Суммарный отбор нефти при принятом постоянстве коэффициента вытеснения прямо пропорционален коэффициенту охвата вытеснением, а применительно к лабораторным исследованиям он будет прямо пропорционален коэффициенту использования подвижных запасов нефти, поскольку не требуется учитывать прерывистость продуктивных пластов и плотность проектной сетки размещения скважин, а также их долговечность и дублирование. [13]
При обычном заводнении без фронтальной высоковязкой оторочки водного раствора полимера расчетная предельная доля агента в дебите жидкости добывающей скважины оказывается равной А 0 625, соответственно коэффициент использования подвижных запасов нефти оказывается равным К3 0 653, соответственно нефтеотдача пластов ниже, чем при полимерном заводнении, в 0 778 / 0 653 1 191 раза. [14]
Однако при уменьшении вдвое числа горизонтальных скважин за счет увеличения вдвое расстояния между соседними скважинами в рядах происходит значительное увеличение неравномерности вытеснения нефти, соответственно снижение коэффициента использования подвижных запасов нефти и коэффициента нефтеотдачи пластов. [15]
Страницы: 1 2 3