Геометрическая неравномерность - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Сумасшествие наследственно. Оно передается вам от ваших детей. Законы Мерфи (еще...)

Геометрическая неравномерность

Cтраница 1


Геометрическая неравномерность ( неоднородность) добавляется к послойной неоднородности по проницаемости нефтяного пласта, и вместе они образуют расчетную послойную неоднородность.  [1]

В стационарных режимах геометрическая неравномерность подачи получает наименьшие значения при cpj О, поскольку коммутационное рассечение потоков 7т в этом случае происходит при нулевых значениях последних. Иная картина происходит в процессе регулирования быстродействующего агрегата. Здесь даже при оптимальных условиях q 0; 2а зт процесс изменения г влечет за собой конечное значение потока qm в моменты коммутации.  [2]

В стационарных режимах геометрическая неравномерность подачи получает наименьшие значения при ф О, поскольку коммутационное рассечение потоков Qm в этом случае происходит при нулевых значениях последних. Поэтому в сравнительно медленных процессах наиболее эффективным в части равномерности является регулирование за счет изменения эксцентриситета г. При ф1 отличном от нуля и ( или) 2а г л, потоки qm коммутируются при их конечных значениях. Иная картина происходит в процессе регулирования быстродействующего агрегата. Здесь даже при оптимальных условияхфх 0; 2а Jt процесс изменения г влечет за собой конечное значение потока Qm в моменты коммутации.  [3]

Третья компонента У32 - геометрическая неравномерность вытеснения нефти агентом, которая учитывает схему взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин, их вид - вертикальные они или горизонтальные - и, если горизонтальные, то слоистость пластов, наличие проницаемых слоев и разделяющих непроницаемых прослоев.  [4]

Наверное, путь уменьшения геометрической неравномерности ( неоднородности), возникающей в многослойных нефтяных пластах, является явно очевидным: необходимо фактическое увеличение расстояния между короткими горизонтальными скважинами в рядах дополнить увеличением расстояния между рядами или сократить число рядов.  [5]

При применении горизонтальных скважин принцип определения V геометрической неравномерности вытеснения нефти сохраняется прежний.  [6]

Интересно установить: когда, в каких условиях возникают такие высокие геометрические неравномерности, соответственно резко увеличивается общая неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой. Тогда, когда горизонтальные скважины применяют при разработке многослойных нефтяных пластов с большой долей неэффективной толщины.  [7]

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.  [8]

Этот коэффициент учитывает, что из-за послойной неоднородности по проницаемости нефтяных пластов и геометрической неравномерности вытеснения нефти в пределах слоев значительную часть подвижных запасов нефти скважины отбирают в период обводнения; что скважины приходится выключать из эксплуатации при достижении предельной экономически допустимой обводненности отбираемой жидкости.  [9]

Эта доля зависит: от послойной неоднородности по проницаемости нефтяных пластов; от геометрической неравномерности вытеснения нефти, наблюдаемой в пределах однородного слоя, поскольку вытеснение нефти идет от точечных источников ( нагнетательных скважин) к точечным стокам ( добывающим скважинам) по линиям тока различной длины от самых коротких главных до самых длинных нейтральных линий тока, заметно или значительно отличающихся по длине; от зональной неоднородности пластов по проницаемости, если добывающие скважины являются стягивающими и фронты вытесняющей воды к ним подходят с разных сторон от разных нагнетательных скважин.  [10]

Так, по силурийской и верхнедевонской залежам Северного месторождения и применении горизонтальных скважин показатель геометрической неравномерности вытеснения возрастает в 7 раз, а результирующей общей неравномерности ( неоднородности) в 3 раза; вследствие чего отбор нефти за начальный безводный ( маловодный) период уменьшается в 2 раза. По пермокарбо-новой залежи Южного месторождения показатель геометрической неравномерности возрастает в 3 раза, результирующей общей неравномерности ( неоднородности) возрастает в 2 раза; а отбор нефти и нефтеотдача пластов за начальный безводный ( маловодный) период уменьшается в 1 5 раза.  [11]

При m 1, когда горизонтальная скважина заменяет одну вертикальную скважину, вместе с увеличением дебита происходит уменьшение геометрической неравномерности вытеснения нефти закачиваемой водой, обусловленной геометрией сетки размещения скважин.  [12]

Сравнение коэффициентов Ark для первого канала регулирования и Лф для второго канала показывает, что при использовании первого канала регулирования относительная геометрическая неравномерность не зависит от параметра регулирования га.  [13]

Эта формула учитывает ограниченную долговечность сквазкин, их аварийное выбытие и хаотическое разрежение проектной сетки скважин, возникновение при этом значительной геометрической неравномерности вытеснения нефти и обусловленную этим потерю запасов нефти.  [14]

Тогда единственным переменным будет третий коэффициент, который зависит от послойной и зональной неоднородности пластов по проницаемости, а также от геометрической неравномерности фильтрационного потока, обусловленной расположением забоев нагнетательных и добывающих скважин.  [15]



Страницы:      1    2    3