Cтраница 3
Если нет достаточных данных о физических свойствах пласта-коллектора и насыщающих его жидкостях и газов, эта таблица может оказать помощь при оценке возможных пределов удельного отбора нефти при режиме растворенного газа. Можно заметить, что отношение относительных проницаемостей FT / FH породы-коллектора является, очевидно, наиболее существенным фактором, от которого зависит потенциальный удельный отбор. По-видимому, неуплотненные гранулярные породы наиболее благоприятные коллекторы, тогда как увеличение цементации или уплотнение приводит к нежелательному снижению нефтеотдачи. Следующими по важности факторами являются удельный вес нефти и как следствие его вязкость. По-видимому, нефтеотдача увеличивается при уменьшении удельного веса и снижении вязкости нефти. Влияние газового фактора на нефтеотдачу менее ощутимо, ц оно не имеет постоянного характера. По-видимому, благоприятное влияние меньшей вязкости и более эффективного вытеснения нефти газом при большом газовом факторе обычно уравновешивается более высокими значениями объемного коэффициента пластовой нефти. [31]
При определении оптимального конечного обводнения скважин необходимо учитывать, что эксплуатация скважин при обводнении более 98 % по многим залежам может быть нецелесообразной в связи с весьма большими удельными отборами воды, о чем говорилось выше. Особенно внимательно определять верхний предел обводнения скважин следует при разработке залежей с применением заводнения. [32]
В течение этого интервала времени подсчеты проводятся главным образом объемным методом ц основываются на объеме продуктивной части пласта ( в л - га) и на величине удельного отбора, который выражается как количество кубических метров нефтп, добываемой с 1 м га объема пласта. Исходные данные для подсчета запасов в этот период следующие: разрезы скважин, данные анализов керна, анализы нефтей в пластовых условиях и карты изопахит и структурные. На основании интерпретация этих данных с учетом первых сведений об изменении пластового давления при отборе нефти можно сделать выводы относительно ожидаемого режима работы залежи. Во время этого второго ( метр-гектариого) периода оценки запасов еще нельзя использовать кривые падения дебита или другие статистические зависимости. [33]
В другой, более современной работе Гютри и Гринбергера [43] статистические данные Крейза и Баклея о залежах с водонапорным режимом были подвергнуты многократной корреляционной обработке, в результате которой была найдена наиболее тесная связь между удельным отбором при водонапорном режиме и различными важнейшими параметрами залежи. [34]
Потенциальный удельный отбор ( теоретически возможная суммарная конечная добыча из единицы объема однородного пласта в идеальных условиях) для залежей сухого газа без внедрения воды равен количеству газа, первоначально находившемуся в пласте при давлении рнач, за вычетом остающегося в залежи при конечном давлении ркон, удельный отбор выражается в кубических метрах газа при стандартных условиях, приходящихся на 1 м га объема пласта. [35]
Этот теоретический удельный отбор нефти при режиме растворенного газа, выраженный в кубических метрах дегазированной нефти на 1 м-га объема пласта и 1 % пористости, представлен в табл. XXXV. [36]
Анализ показывает, что на интенсивность выноса песка в водозаборных скважинах влияет дебит скважин. При сравнительно высоких удельных отборах возникают такие скорости фильтрации воды в пористой среде, которые создают условия для выноса частиц породы и для разрушения призабойной зоны пласта. Очевидно, что снижение удельного отбора воды в работающей части пласта при прочих равных условиях позволит либо исключить, либо существенно снизить интенсивность выноса песка. Это может быть достигнуто изменением конструкции водозаборных скважин. [37]
Фактические отборы жидкости из скважин приблизительно одинаковы и не зависят от мощности перфорации. В результате этого удельные отборы с 1 м перфорированной мощности распределяются следующим образом. С удельным отбором жидкости 20 ( мь / сутки) / м работает 56 скважин, а выше 30 ( м3 / сутки) / м - 15 скважин. [38]
Это означает, что, с одной стороны, ошибка в определении проницаемости очень значима, а с другой стороны, новые технологии воздействия на призабойную зону и приводящие к повышению проницаемости ее могут дать существенный прирост в нефтеотдаче. При малейшем проявлении неньютоновских свойств удельные отборы нефти резко снижаются ( табл. 4.5.2): различие отборов нефти при неньютоновской и ньютоновской нефтях составляет 23, 54 и 80 % соответственно. [39]
В общем, кажется, эти данные дают ряд значений удельного отбора на 1 о пористости от 1 3 - 2 6 м3 / м-га при самых неблагоприятных сочетаниях параметров до 24 - 26 м3 / м га в самых лучших условиях. Средняя из всех этих значений величина удельного отбора на 1 % пористости равна примерно 13 м3 / м-га. [40]
Малая дифференциация состава газов в залежи и относительно небольшие отборы газов из скважин, расположенных в зонах ГВК, что определяется рациональной системой отборов, предусмотренных проектами разработки месторождений, позволяет оценивать составы газов газовых месторождений по ограниченному числу исследуемых скважин ( 2 - 3) и принимать значение среднего состава газов для практических расчетов и проектирования технологических систем арифметическим усреднением. Определение средних значений концентраций сероводорода этим методом необходимо проводить, учитывая удельные отборы газа из купольных скважин в соответствии с проектами разработки месторождений. Указанные рекомендации ограничены периодом разработки месторождений до режима падающей добычи, так как при снижении давления в залежи непрерывно происходит изменение концентрации компонентов смеси как по скважинам, расположенным в различных частях структуры, так и в залежи в целом. Причем, если по отдельным скважинам установлена определенная линейная зависимость изменения концентраций отдельных компонентов смеси от снижения пл-астового давления, то по участкам площади такой зависимости нет. [41]
В этих залежах может происходить конденсация углеводородных жидкостей при снижении давления в пласте и в наземных сепараторах. Конденсация жидкостей в пласте может привести к тому, что подсчитанный для условий чисто газовой залежи удельный отбор газа будет завышенным, потому что объем конденсата в пласте при конечном давлении обычно меньше, чем пластовый объем газов ( при этом давлении), которые конденсировались в жидкость. [42]
Как отмечалось выше, в результате крекинга получают несколько выходных продуктов. Если один из них принимается за целевой, то на остальные калькулируемые продукты накладываются ограничения в виде плановых заданий по их удельному отбору. Такие же ограничения могут быть наложены на качество получаемых продуктов и технико-экономические показатели. [43]
В колонке 1 величина отбора 79 5 м3 / м га при водо-нефтяном факторе 15 5 получена умножением доли образцов в данной колонке на потенциальный удельный отбор. Во всех других колонках строки 14 с водо-нефтяным фактором 15 5 потенциальный отбор из прослоев данного интервала проницаемости уменьшен пропорционально отношению их средней проницаемости к 100 мд. Общий удельный отбор при водо-нефтяном факторе 15 5 составляет 226 2 м3 / м га. Аналогичным образом вычисляется накопленный отбор при водо-нефтяном факторе, равном 35 9; 76 5; 307 7 и бесконечности. [44]
Фактические отборы жидкости из скважин приблизительно одинаковы и не зависят от мощности перфорации. В результате этого удельные отборы с 1 м перфорированной мощности распределяются следующим образом. С удельным отбором жидкости 20 ( мь / сутки) / м работает 56 скважин, а выше 30 ( м3 / сутки) / м - 15 скважин. [45]