Средний коэффициент - продуктивность
Cтраница 1
Средний коэффициент продуктивности для угленосной залежи нефти принят равным т), 1 4 т / сут / ат. [1]
Средний коэффициент продуктивности по нефти у 50 скважин отличается от среднего коэффициента у 100 скважин. Отличие может быть как в сторону завышения, так и в сторону занижения. Для проектировщика опасным является отклонение в сторону завышения, т.е. завышение проектной добычи нефти по сравнению с фактической. Поэтому проектировщик, ради обеспечения 90 % - ной надежности проектной добычи нефти, вводит резервирование ( снижение) расчетной добычи нефти. При осуществлении разработки нефтяной залежи возможно требование точного выполнения проектной добычи нефти без перевыполнения. [2]
Величины средних коэффициентов продуктивности при совместной эксплуатации пластов Л пр - совм будут тем меньше, чем больше пластов объединяется в эксплуатационный объект и чем больше разница в геолого-промысловых характеристиках пластов. [3]
Ср - средний коэффициент продуктивности скважины; рпл и рсэ - давление, соответственно пластовое и забойное добывающих скважин, дебит которых искусственно не ограничивается. [4]
Лср - средний коэффициент продуктивности скважины; я, - общее число пробуренных скважин; Рсн и Рс - забойные давления добывающих и нагнетательных скважин; ф - функция относительной производительности одной скважины проектной сетки, которая учитывает схему размещения добывающих и нагнетательных скважин. [5]
Это: средний коэффициент продуктивности скважины по нефти в начальный безводный период как основной параметр, разность забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин, соотношение добывающих и нагнетательных скважин, соотношение подвижностей вытесняющей воды и нефти в пластовых условиях, зональная неоднородность по продуктивности и прерывистость нефтяных пластов, что позволяет сразу рассчитать амплитудный дебит на проектную скважину и сравнить с фактическим; если нет совпадения, то сразу искать причину в неточности геологического строения пластов или в неточности исходной информации, которую, может быть, можно устранить. [6]
Лср - средний коэффициент продуктивности скважин, рассчитанный по всем скважинам прямым или косвенным способами; / ц - общее число пробуренных и введенных в работу скважин; рн - Рд - соответственно давление на забое нагнетательных и добывающих скважин; ф - функция относительной производительности скважин ( дебит жидкости на одну скважину при единичных средних коэффициенте продуктивности и перепаде давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин); - коэффициент эксплуатации. [7]
Ср - средний коэффициент продуктивности скважины, определяемый во время добычи нефти; п0 - общее число скважин, включая добывающие и нагнетательные; рсн и рсэ - забойные давления нагнетательных и добывающих скважин; р - функция производительности скважины; - коэффициент, учитывающий долю времени эксплуатации в общем времени и снижение производительности системы скважин из-за зональной неоднородности продуктивных пластов. [8]
Неточность определения среднего коэффициента продуктивности скважины обусловлена, во-первых, зональной неоднородностью продуктивных пластов и, во-вторых, небольшим числом исследованных скважин. Устранить эту неточность можно только увеличением числа исследованных скважин, однако бурение дополнительных разведочных скважин слишком дорого стоит, так как каждая из них в несколько раз дороже добывающей скважины. Поэтому вводится коэффициент надежности, уменьшающий средний коэффициент продуктивности исследованных скважин до уровня возможного по проектным, чтобы с надежностью 90 % было гарантировано получение проектных дебитов нефти при условии выполнения запроектированных мероприятий. [9]
Итак, если средний коэффициент продуктивности вертикальной скважины с 90 % - ной надежностью равен 5 7 т / ( сут-ат), то спрашивается: какой средний коэффициент продуктивности будет у горизонтальной скважины. [10]
Однако увеличение соотношения средних коэффициентов продуктивности нагнетательных и добывающих скважин ограничено некоторыми естественными пределами, обусловленными фактической зональной неоднородностью пластов, наблюдающейся по соседним скважинам. [11]
По пласту Б ] средний коэффициент продуктивности составляет 4 03 м3 / сутки-ат, гидропроводность - 140 д-см / спз. [12]
 |
График изменения показателей пласта и скважины во временя. [13] |
Данные же об изменении среднего коэффициента продуктивности целесообразно непосредственно использовать в расчетах. [14]
Для увеличения г - среднего коэффициента продуктивности по нефти у добывающих скважин, прежде всего, необходимо повышение качества бурения скважин и освоения нефтяных пластов, а также повышение качества эксплуатации, своевременное и качественное осуществление ремонтов скважин. Это самое главное, ибо некачественное бурение, освоение и эксплуатация скважин могут уменьшить их коэффициент продуктивности в 3 - 5 - 10 и более раз. [15]
Страницы: 1 2 3 4