Cтраница 3
При таком почти беспредельном разнообразии реальных нефтяных пластов по их самому главному параметру - по среднему коэффициенту продуктивности добывающей скважины трудно и чревато опасностью имеющийся успешный опыт разработки нефтяных пластов одного класса по шаблону переносить на нефтяные пласты других классов, отличающихся гораздо меньшей продуктивностью. [31]
При таком почти беспредельном разнообразии реальных нефтяных пластов по их самому главному параметру - по среднему коэффициенту продуктивности добывающей скважины - трудно и чревато опасностью имеющийся успешный опыт разработки нефтяных пластов одного класса по шаблону переносить на нефтяные пласты других классов, отличающихся гораздо меньшей продуктивностью. [32]
Итак, по нашему представлению, критерием выделения трудноизвлекаемых запасов нефти по отдельному нефтяному пласту должен быть средний коэффициент продуктивности по нефти скважин, пробуренных на этот пласт. [33]
Поскольку опытные ГПНА имели небольшую расчетную подачу, для эксплуатации ими были подобраны скважины с низкими А средними коэффициентами продуктивности, с небольшими и средними дебитами. [34]
Общая ошибка определения амплитудного дебита состоит из трех частей: ошибки из-за неточности расчетной формулы, ошибки определения возможного среднего коэффициента продуктивности скважины и ошибки вследствие невыполнения запроектированных технических мероприятий по общему числу пробуренных скважин, соотношению добывающих и нагнетательных скважин и перепаду давления между их забоями. [35]
По нефтяному месторождению относительно небольших размеров ( геологические запасы нефти менее 15 млн т), но ультравысокой продуктивности ( средний коэффициент продуктивности скважины по нефти в начальный период был более 30 т / ( сут-ат)), с пластовым давлением на уровне гидростатического ( т.е. равным 250 ат) и высоким давлением насыщения нефти газом ( 160 ат), с высоким начальным газосодержанием ( 200 м3 / т) и низким минимальным забойным давлением фонтанирования чистой нефтью ( около 50 ат), был построен график удельного дебита нефти на пробуренную скважину в зависимости от накопленного отбора нефти. На этом графике было выделено несколько периодов стабильной технологии. [36]
Ромашкинского месторождения, на многих давно разрабатываемых не лучших нефтяных месторождениях Западной Сибири; шестой класс - нефтяные пласты пониженной продуктивности - средний коэффициент продуктивности скважины от 0 3 до 1 т / ( сут-ат), такие пласты были и есть на разрабатываемых малопродуктивных нефтяных месторождениях Западной Сибири и Татарстана; седьмой класс - нефтяные пласты низкой продуктивности - средний коэффициент продуктивности скважины по нефти от 0 1 до 0 3 т / ( сут-ат), в большинстве своем такие пласты пока не разрабатываются; восьмой класс - нефтяные пласты ультранизкой продуктивности - средний коэффициент продуктивности скважины по нефти менее 0 1 т / ( сут-ат), такие нефтяные пласты пока, за небольшим исключением, не разрабатываются. [37]
По существу рассматриваем два варианта разработки одной и той же нефтяной залежи: один - обычный, а второй - с повышением среднего коэффициента продуктивности скважины, причем относительное повышение равно &. [38]
Например, добыча исходного года составляет Qm, падение статического давления за исходный год Др, давление на конец исходного года р, средний коэффициент продуктивности скважины К т / сутки am, суточная добыча нефти на одну скважину на конец исходного года ( и начало первого года пятилетки) дгят, число скважин в эксплуатации п; пласт эксплуатируется фонтанным способом. [39]
Потому что добычу нефти определяет продуктивность нефтяных пластов, а нефтяные пласты обладают довольно высокой природной зональной неоднородностью по продуктивности, поэтому по среднему коэффициенту продуктивности малое число скважин обязательно отличается от общего числа проектных скважин. [40]
В таких условиях при забойном давлении добывающих скважин выше давления насыщения применение во всех скважинах глубокой перфорации с глубиной каналов 1 м и более увеличивает средний коэффициент продуктивности и общий дебит скважин в 2 раза. [41]
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. [42]
В последущие годы на обоих полях происходило некоторое они-жение добычи жидкости ( и нефти), т.н. бая сокращен объем вакачки воды по полям, и уменьшился средний коэффициент продуктивности вква-жин. [43]
Увеличение амплитудного дебита нефтяной залежи возможно благодаря увеличению о - общего числа скважин или ( Рсн - Рсэ) - разности забойных давлений, или т - среднего коэффициента продуктивности, или одновременно того, другого и третьего. [44]
Лучше всего в анализе предыдущего периода и в проектировании последующего периода разработки нефтяной залежи использовать прямые нефтепромысловые данные; по этим данным определять важнейшие параметры нефтяной залежи: средний коэффициент продуктивности скважины в начальный безводный период, зональную неоднородность по продуктивности, наблюдаемую по скважинам; коэффициенты продуктивности по нефти и по жидкости в, период обводнения скважин; средний показатель неравномерности вытеснения нефти и средний показатель различия физических свойств нефти и вытесняющей воды, определяемые по обводненным скважинам; средний показатель соотношения подвижностей вытесняющей воды и нефти в пластовых условиях, определяемый по скважинам, которые сначала были добывающими, а затем стали нагнетательными. [45]