Cтраница 3
Очень важным опорным звеном теории является стабильность соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях при давлении выше давления насыщения нефти газом и обусловленная этой стабильностью соотношения подвижностей стабильность коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющего агента. [31]
Дальнейший расчет динамики добычи нефти и воды по каждой добывающей скважине выполняется с учетом ее величин начального дебита нефти, начальных извлекаемых запасов нефти, расчетной послойной неоднородности по проницаемости и коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющей воды. [32]
Сз - в рассматриваемых условиях это коэффициент охвата вытеснением; А - расчетная доля агента в текущем дебите жидкости, А2 - массовая доля агента в текущем дебите жидкости; Ц10 - коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющего агента ( газа) в пластовых условиях; ц / Н - г - соотношение вязкостей нефти и газа в пластовых условиях; fr / fn - соотношение плотностей газа и нефти в поверхностных условиях; Ъ - коэффициент усадки объема нефти при переходе из пластовых условий в поверхностные и выделении вышедшего из раствора газа; рпл - пластовое давление в долях атмосферного. [33]
Следующее уточнение произойдет, когда добывающие скважины начнут обводняться, и по ним будут определены начальные безводные и потенциально возможные конечные накопленные отборы нефти, фактические величины неравномерности вытеснения нефти водой и коэффициента различия физических свойств нефти и воды. [34]
По ячейкам, эксплуатируемым продолжительное время, по процессу обводнения добывающих скважин устанавливаются важные параметры: V2 - расчетная послойная неоднородность продуктивных пластов - неравномерность вытеснения нефти агентом в добывающую скважину: ц0 - коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющего агента. [35]
Важнейшие параметры нефтяных пластов, необходимые для планирования и проектирования дальнейшей разработки нефтяной залежи ( величины коэффициентов продуктивности по нефти добывающих скважин, результирующей неравномерности вытеснения нефти, соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти, коэффициента различия физических свойств нефти и агента, зональную неоднородность нефтяных пластов по продуктивности и удельной продуктивности на единицу эффективной толщины нефтяных пластов), можно и нужно определять по фактической работе и исследованиям добывающих и нагнетательных скважин в предыдущий период, по фактическим начальным нефтяным и водяным толщинам, по фактическим перфорированным толщинам эксплуатируемых нефтяных пластов. [36]
Аналогично можно исследовать влияние на Э - экономическую эффективность изменения 3 - капитальных затрат на одну скважину, Гс - долговечности скважины, V2 - параметра неравномерности вытеснения нефти в типичную добывающую скважину, Цо - коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющей воды, ql0 - амплитудного дебита нефти на одну проектную скважину. [37]
Как действенное средство борьбы против нехватки и избытка информации используют легко контролируемые интегральные натуральные параметры, например, коэффициент продуктивности, забойные давления нагнетательных и добывающих скважин, весовой дебит, весовую обводненность, соотношение подвижностей, коэффициент различия физических свойств нефти, и вытесняющего агента, солевой состав добываемой воды. [38]
Сначала, используя величины А2 и / -, т.е. учитывая фактические значения текущей весовой обводненности отбираемой жидкости и интегрального весового водонефтяного фактора в суммарном отборе жидкости, попытаемся определить величины ц0 и V2, т.е. численные значения коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющей воды и расчетной послойной неоднородности эксплуатационного объекта. Пр этом мы фактически будем решать обратную задачу: по истории эксплуатации нефтяной залежи по ее интегральным относительным показателям будем определять тоже относительные показатели, отражающие главную суть рассматриваемого объекта и процесса. [39]
Во-вторых, по группе ( представительной совокупности) добывающих скважин - по каждой из них установить закономерность изменения коэффициентов продуктивности по нефти и воде в зависимости от накопленного отбора нефти, по этой закономерности определить показатель неравномерности вытеснения, также коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющего агента ( вытесняющей воды) и возможные извлекаемые запасы нефти при сохранении применяемой технологии. [40]
При этом по каждой добывающей скважине имеется многолетняя история, где зафиксированы помесячно дебиты нефти и жидкости, накопленные отборы нефти и жидкости, замеры забойного и пластового давлений, определения коэффициента продуктивности, определения начальных безводных и конечных потенциально возможных накопленных отборов нефти, определения показателя расчетной послойной неоднородности нефтяных пластов, коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющей воды, расчетной доли посторонней воды. [41]
Надо ценить прямые интегральные данные, каковыми, по существу, являются дебиты нефти и воды, забойные и пластовые давления по скважинам, коэффициенты продуктивности скважин по нефти, накопленные отборы нефти и воды отдельно по скважинам, по участкам и в целом по эксплуатационным объектам, особо выделяя по скважинам накопленные отборы нефти за начальный безводный период, и потенциально возможные накопленные отборы нефти за водный период при линейной экстраполяции, которые необходимы для определения коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющей воды ( интегрально учитывающего соотношение подвижностей и плотностей воды и нефти в пластовых условиях), показателя неравномерности вытеснения нефти водой в добывающую скважину и расчетной начальной обводненности в долях дебита нефти. [42]
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. [43]
Коэффициент различий, учитывающий сонливость при управлении автомашиной по пути на работу и с работы, у медсестер с чередующимися сменами с ночной работой был равен 3 9 и у медсестер ночной смены - 3 6 по сравнению с медсестрами утренней и дневной смен. Коэффициент различий, учитывающий все несчастные случаи и ошибки по прошествии года ( автомобильные аварии во время поездки на работу и с работы, ошибки в лечении или рабочих процедурах, несчастные случаи на производстве, связанные с сонливостью), составлял почти 200 у медсестер с чередующимися сменами и с ночной работой по сравнению с медсестрами, работающими в утреннюю и дневную смены. [44]
На первом этапе проектирования разработки нефтяной залежи используют значения коэффициентов продуктивности и гид-ропроводности нефтяных пластов, установленные по данным кратковременной эксплуатации разведочных скважин. При этом коэффициент различия физических свойств нефти и агента определяют расчетным путем по данным лабораторных исследований образцов нефти и образцов породы нефтяных пластов. Расчетную послойную неоднородность нефтяных пластов ( показатель неравномерности вытеснения нефти агентом) определяют с учетом фактического геологического строения пластов по аналогии с другими давно эксплуатируемыми нефтяными залежами. [45]