Результирующая неравномерность - вытеснение - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Если ты подберешь голодную собаку и сделаешь ее жизнь сытой, она никогда не укусит тебя. В этом принципиальная разница между собакой и человеком. (Марк Твен) Законы Мерфи (еще...)

Результирующая неравномерность - вытеснение - нефть

Cтраница 1


Результирующая неравномерность вытеснения нефти агентом V2, коэффициент различия физических свойств нефти и агента Но и коэффициент отбора подвижных запасов нефти или коэффициент заводнения К3, определенные по фактической эксплуатации типичной добывающей скважины или представительной группы добывающих скважин, могут быть распространены на всю нефтяную залежь - на все множество существующих и проектируемых скважин залежи. Кя - коэффициент вытеснения определяется в лабораторных условиях на образцах керна. Остается определить Кс - коэффициент сетки, который учитывает плотность сетки скважин, их долговечность и дублирование или недублирование аварийно выбывших скважин.  [1]

Необходимо отметить, что впервые показатель результирующей неравномерности вытеснения нефти агентом и метод его определения были предложены в 1964 г. и тогда же практически применены.  [2]

Таким образом, предложен метод оценки результирующей неравномерности вытеснения нефти агентом в области дренирования добывающей скважины по результатам нагнетания в продуктивный пласт меченой жидкости.  [3]

В нашей методике проектирования имеется универсальный метод учета влияния множества параметров и факторов на результирующую неравномерность вытеснения нефти агентом ( обычно закачиваемой водой); есть метод поиска рационального варианта разработки среди бесконечного множества возможных вариантов и критерий рациональности, учитывающий все существенные геологические, гидродинамические, технологические и экономические параметры и факторы.  [4]

При этом в целом по эксплуатационному объекту - по укрупненной добывающей скважине - происходит резкое увеличение расчетной послойной неоднородности ( результирующей неравномерности вытеснения нефти), что вызывает резкое усиление обводнения.  [5]

Модель послойно неоднородного по проницаемости нефтяного пласта ( если только по фактическим данным хорошо был обоснован показатель расчетной послойной неоднородности или результирующей неравномерности вытеснения нефти) дает очень важную характеристику использования подвижных запасов нефти: долю отбора этих запасов или коэффициент заводнения и общий отбор вытесняющего агента в долях или единицах подвижных запасов нефти, также отношение отбора вытесняющего агента к отбору нефти.  [6]

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.  [7]

При изменении того или иного параметра ( соотношения, числа, величины) происходят изменения ql0 - амплитудного дебита на проектную скважину и V2 - результирующей неравномерности вытеснения нефти агентом.  [8]

Это слишком большое относительное отклонение, соответствующее очень хаотичной сетке скважин и очень большой дополнительной геометрической неравномерности вытеснения нефти, которая в дополнение к послойной неоднородности пластов по проницаемости резко увеличивает расчетную послойную неоднородность - результирующую неравномерность вытеснения нефти. Исследование влияния хаотического расположения забоев скважин было выполнено на специальной большой математической модели с огромным числом скважин.  [9]

По приведенным в таблице данным видно, что другие варианты зависимости текущего дебита нефти от времени мало отличаются от показательной зависимости ( всего относительное отклонение до 0 06 - 0 12) при значительном различии по величине результирующей неоднородности - результирующей неравномерности вытеснения нефти ( в 1 5 - 2 раза в большую или меньшую сторону); к тому же показательная зависимость занимает срединное ( наиболее вероятное) положение среди других возможных зависимостей. Приведенный математический факт объясняет устойчивость и широкое применение показательной зависимости.  [10]

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.  [11]

Примерами такой простоты являются: закон Ома для интенсивности движения множества электронов по электрическому проводу; закон Дарси для интенсивности движения множества струй жидкости через пористую породу. Именно такой простотой являются закон снижения дебита нефти нефтяной залежи при фиксированных условиях ее разработки и закон снижения дебита нефти добывающей скважины после начала ее обводнения при фиксированных условиях эксплуатации. Аналогичной простотой являются: формула дебита ячейки скважин, формула результирующей неравномерности вытеснения нефти агентом и другие.  [12]

В главном все ясно: отбор вместе с нефтью воды неминуем и обязателен. Но теперь существенны детали: уменьшение отбора воды может означать уменьшение конечной нефтеотдачи пластов; но и чрезмерное увеличение отбора воды может означать уменьшение текущего отбора нефти и уменьшение конечной нефтеотдачи пластов. Важно увеличивать тот отбор жидкости, который увеличивает отбор нефти, и не увеличивать тот, который уже не увеличивает отбор нефти, а наоборот уменьшает, поскольку бесполезно отнимает часть закачки воды. Без выключения высокообводненных добывающих скважин резко возрастает результирующая неравномерность вытеснения нефти водой, поскольку к результирующей неравномерности вытеснения в отдельную типичную среднюю добывающую скважину добавляется неравномерность вытеснения во многие скважины - добавляется зональная неоднородность, наблюдающаяся между скважинами.  [13]



Страницы:      1