Коэффициент - использование - запас - нефть
Cтраница 2
Все дело оказалось в том, что при заведомо максимальном коэффициенте вытеснения Kv 1 0 коэффициент охвата вытеснением Хохв КС-К3 и, прежде всего, К3 - коэффициент использования подвижных запасов нефти оказался невысоким, что было связано с природной довольно высокой неоднородностью по проницаемости эксплуатационного горизонта, со значительно более высокой по сравнению с нефтью подвижностью газа высокого давления и дороговизной повышения давления газа от 1 ат до 400 ат. [16]
Таким образом, форсированный отбор жидкости ( увеличение градиента давления в пласте) из неоднородных пластов на Арланском месторождении повышает эффективность процесса вытеснения нефти и способствует увеличению коэффициента использования запасов нефти. [17]
По ходу дискуссии Kow - коэффициент охвата вытеснением был заменен произведением двух коэффициентов: Koyat Kc - K3t Кс - коэффициента сетки и К3 - коэффициента заводнения или коэффициента использования подвижных запасов нефти. [18]
Введенные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти Qo () зависят от QB ( t) - введенных в разработку подвижных запасов нефти и от / Сз - коэффициента использования подвижных запасов нефти, который в свою очередь зависит от F - расчетного суммарного отбора жидкости в долях подвижных запасов нефти их - показателя неоднородности или V2 - расчетной послойной неоднородности нефтяных пластов. [19]
Циклическое заводнение, гари котором последовательно закачку воды и отбор нефти осуществляют при нестационарном почти замкнуто-упругом режиме, что ( резко уменьшает отрицательное влияние послойной неоднородности по проницаемости нефтяных пластов, увеличивает коэффициент использования подвижных запасов нефти, но при этом снижает среднюю производительность системы скважин. [20]
По установленной таким путем величине V2 и величине А - расчетной доле вытесняющего агента в текущем дебите жидкости - на примере отдельного типичного элемента залежи для всей залежи в целом определяются К3 - коэффициент использования подвижных запасов нефти и F - расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти. [21]
F, 2, ср бывает главная величина - весовая нефть; q, qF, qn - текущие дебиты: нефти, расчетной жидкости, весовой жидкости Од, QFA, Огад - накопленные отборы: нефти, расчетной жидкости, весовой жидкости; К3, F, F2 - коэффициент использования подвижных запасов нефти, суммарные отборы в долях подвижных запасов нефти расчетной жидкости и весовой жидкости; О0, Оге, Оио - начальные извлекаемые запасы: нефти, расчетной жидкости, весовой жидкости; О0 ОЯ-Х3, Оге ОЛ-Р, Оио On - F2, где ОЛ - начальные подвижные запасы нефти. [22]
Кно - коэффициент нефтеотдачи пластов; К1 К2, К3 К4 - коэффициенты-сомножители, вместе образующие коэффициент нефтеотдачи; отдельно коэффициенты-сомножители: Кх - коэффициент сетки ( для проектной сетки скважин); К2 - коэффициент вытеснения, определяемый в лабораторных условиях на образцах породы нефтяных пластов при достаточно большой прокачке вытесняющего агента; К3 - коэффициент использования подвижных запасов нефти или накопленный отбор нефти в долях подвижных запасов нефти; соответственно F - расчетный накопленный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти. [23]
Кяо - коэффициент нефтеотдачи пластов; Kit К2, К3 и К - коэффициенты-сомножители, вместе образующие коэффициент нефтеотдачи; отдельно коэффициенты-сомножители: KI - коэффициент сетки ( для проектной сетки скважин); KI - коэффициент вытеснения, определяемый в лабораторных условиях на образцах породы нефтяных пластов при достаточно большой прокачке вытесняющего агента; К3 - коэффициент использования подвижных запасов нефти или накопленный отбор нефти в долях подвижных запасов нефти; соответственно F - расчетный накопленный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти. [24]
Кохв произведение / Гс - С3, здесь Кс - коэффициент сетки, зависит от сетки размещения добывающих и нагнетательных скважин, учитывает долю неразбуренной части нефтяной площади в общих геологических запасах нефти и в пределах разбуренной части нефтяной площади - разбуренных геологических запасах нефти плотность сетки скважин S - нефтяную площадь на 1 скважину; Ка - коэффициент заводнения или коэффициент использования подвижных запасов нефти, учитывает V2 - результирующую неравномерность вытеснения нефти агентом в добывающую скважину, ц0 - коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющего агента в пластовых условиях и AZ - предельную максимальную весовую долю вытесняющего агента в дебите жидкости добывающей скважины, которая зависит от весовых дебитов жидкости и нефти и от экономики - цены 1 т нефти и затрат на добычу 1 т нефти для нефтепроизводи-теля. Эффект прямо пропорционален добыче нефти, а затраты пропорциональны числу работающих скважин и добыче жидкости. [25]
Тс - долговечность скважины; п0 - - общее число скважин по проектной сетке; а - коэффициент потери запасов нефти, зависящий от прерывистости пластов и среднего размера зон, при единичной площади на одну скважину проектной сетки; 5 - площадь залежи; QQ - балансовые геологические запасы нефти рассматриваемой залежи; К. Сз - коэффициент использования дренируемых подвижных запасов нефти, зависящий от различия физических свойств нефти и агента и кратности прокачки агента. [26]
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. [27]
 |
Зависимость количе. [28] |
Оррел-Зюд, который содержит сравнительно тяжелую и вязкую нефть. Джордан, У. М. Мак-Карделл и К. Р. Хокотт [343] считают, что коэффициент использования запасов нефти не зависит от темпов закачки воды и отбора жидкости. Они предполагают, что скорость вытеснения нефти водой не влияет на коэффициент охвата неоднородного пласта заводнением, хотя в неоднородных залежах механизм заводнения усложняется. [29]
Интересно определить относительные отборы нефти и жидкости в момент исчезновения газовой оторочки, отделяющей нефть от вытесняющей воды. До этого момента газ вытесняет нефть - и газ определяет коэффициент вытеснения, а вода определяет коэффициент охвата пластов вытеснением или коэффициент использования подвижных запасов нефти. [30]
Страницы: 1 2 3