Коэффициент - падение - дебит
Cтраница 1
Коэффициент падения дебита определяют по данным геологического отдела, а также по кривым производительности скважин, построенным на основании отчетных геолого-статических данных. [1]
Так как коэффициент падения дебита неизбежно отражает часто несовершенную технику эксплуатации скважин в прошедший период, что в основном связано с быстрым прогрессом техники и науки, применение его всегда вызывает законные возражения. Поэтому в тех случаях, когда имеются данные о замерах статических давлений по основным скважинам, коэффициентах продуктивности, допустимых депрессиях и когда пласт не подвергается воздействию, расчет можно производить без учета годового коэффициента падения по следующей схеме. [2]
 |
График эффективности солянокпслот-ной обработки скважины. [3] |
На основании вычисленного среднемесячного коэффициента падения дебита за прошлое время строят кривую падения дебита на последующее время. [4]
Теоретическая добыча в зависимости от значения коэффициента естественного падения дебита скважины до гидравлического разрыва пластов а определяется по-разному. [5]
В настоящее время добычу нефти планируют при помощи коэффициента падения дебита, рассчитанного по кривым дебит - время, в основу построения которых положен закон одинаковых предположений. [6]
Наиболее ответственным элементом построения теоретической кривой является определение коэффициентов падения дебита. Обычно для этой цели составляются корреляционные таблицы логарифмической зависимости между среднесуточными дебитами нефти последующего и предыдущего месяцев эксплуатации всех нормально работающих скважин данного объекта. В результате обработки корреляционной таблицы выводится зависимость между коэффициентом месячного падения среднесуточного дебита и величиной последнего; на основе этой зависимости строится теоретическая кривая динамики дебита для некоторой средней скважины до достижения ею предела рентабельности. Указанные кривые строятся по объекту в целом, если разница в текущих дебитах скважин, эксплуатирующих данный объект, невелика. Если же дебиты скважин меняются в широком диапазоне, то объекты разбиваются на участки ( зоны), в пределах которых скважины имеют близкие значения текущих дебитов, или все скважины группируются по достаточно узким интервалам дебитов. [7]
Остаточные запасы по новым скважинам определяют с помощью тех же коэффициентов падения дебитов по тем же укрупненным интервалам. Для этого предварительно определяют число новых скважин в соответствии с проектом дальнейших работ и их начальные среднесуточные дебиты на основании карты дебитов по залежи. Для этого на структурной основе, где нанесены старые и новые скважины, около каждой старой скважины надписывается среднесуточный дебит последнего месяца эксплуатации. Затем по этим данным выделяются участки, характеризующиеся примерно одинаковыми дебитами. [8]
При планировании вначале для ориентировки делают прикидочные расчеты, в которых коэффициент падения дебита заменяется коэффициентом кратности. [9]
При планировании вначале для ориентировки делаются прики-дочные расчеты, в которых коэффициент падения дебита заменяется коэффициентом кратности. [10]
Отсюда следует, что годовой коэффициент кратности имеет ту же природу, что и коэффициент падения дебита, но показывает не месячное падение дебита, а падение дебита за год. [11]
Отсюда следует, что годовой коэффициент кратности имеет ту же сущность, что и коэффициент падения дебита, но отражает не месячное изменение ( падение) дебита, а изменение ( падение) дебита за год. [12]
Для этого заранее составляют таблицу годовых и полуголо вых коэффициентов кратности, соответствующих определенным значениям коэффициента падения дебита. [13]
При определении эффективности ГРП за основной критерий было принято суммарное количество дополнительно добытой нефти с учетом коэффициента падения дебита до и после ГРП. [14]
Для определения прироста добычи нефти за счет ППД по старым нефтяным месторождениям, как правило, применяют коэффициент падения дебитов, по которому строят график предполагаемого изменения добычи во времени в условиях отсутствия воздействия на пласт. Вычисленную таким методом добычу нефти сравнивают с фактической и получаемую разность принимают за прирост. Такой порядок исчисления прироста имеет существенные недостатки. Однако применение этого метода дает возможность проследить закономерности влияния ППД на динамику добычи нефти по старым месторождениям л исследовать их эффективность. [15]
Страницы: 1 2