Относительный отбор
Cтраница 1
 |
Псевдоотносительные проницаемости для скважины. [1] |
Относительный отбор каждой фазы ( ВНФ, ГНФ) зависит от насыщенностей на скважине. Поскольку насыщенность Suj-средняя по блоку сетки, рассчитанная на основе подвижностей, определенных по Sin, значения ВНФ и ГНФ обычно слишком низки. Такие расчеты приводят к оптимистическому прогнозу темпов добычи нефти. Эта проблема - общая для двумерных и трехмерных моделей. [2]
Интересно определить относительные отборы нефти и жидкости в момент исчезновения газовой оторочки, отделяющей нефть от вытесняющей воды. До этого момента газ вытесняет нефть - и газ определяет коэффициент вытеснения, а вода определяет коэффициент охвата пластов вытеснением или коэффициент использования подвижных запасов нефти. [3]
Дт ( относительный отбор жидкости) также стабилизируется. [4]
Поэтому величины относительного отбора жидкости и коэффициента текущей нефтеотдачи практически совпадают. Сопоставление пределов изменения и средних значений основных показателей разработки карбонатных коллекторов и песчаников к моменту выхода залежей на максимальный уровень добычи нефти указывает на отсутствие заметных различий между ними на первой стадии разработки. Анализ динамики годовых отборов нефти, жидкости и дебитов скважин по залежам башкирского яруса Константиновского и верей-ского горизонта Быркинского месторождений показывает, что они не отличаются постоянством. Происходят незначительные их колебания, что связано с отключением обводнявшихся скважин и вводом новых менее обводненных. [5]
F - соответственно, относительный отбор подвижных запасов нефти и расчетный относительный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти; V2 - квадрат коэффициента вариации - показатель расчетной послойной неоднородности эксплуатируемых нефтяных пластов; А2 и А - соответственно весовая и расчетная предельные доли вытесняющего агента ( вытесняющей воды) в дебите жидкости добывающей скважины. [6]
Величина G ( t) - относительный отбор газа из пласта ( отношение количества отобранного газа к начальным запасам в пласте Q0); z ( pcp, Тпл), Цг ( РсР, Гил) - соответственно коэффициенты сверхсжимаемости и вязкости газа, принимаемые постоянными по пласту и изменяющимися во времени согласно изменению средневзвешенного давления при заданной пластовой температуре газа 7ПЛ ( в дальнейшем обозначаем через ZCP ( T) и цго ( т)); z0, цго - те же коэффициенты при начальном пластовом давлении р0 и температуре Гпл. [7]
Проведен анализ зависимости степени разделения от величины относительного отбора р при разной интенсивности продольного перемешивания. Сравнение полученных данных с результатами работы [3] показывает аналогичность рассматриваемых зависимостей в условиях идеального вытеснения и продольного перемешивания жидкой фазы. [8]
При определении погрешностей в значениях параметров, выражающих относительные отборы продуктов на отдельных технологических установках, погрешностей в определении ограничений по производительности установок исходят из статистических оценок, определенных на основе соответствующих статистических данных за предыдущие периоды. [9]
Основан на условии, что зависимость пластового давления от относительных отборов является не прямолинейной. [10]
В заключение расчета атмосферной части установки АВТ определяют значения абсолютного и относительного отбора суммы светлых дистиллятов по методике, описанной в этой главе выше ( см. разд. [11]
F - соответственно, относительный отбор подвижных запасов нефти и расчетный относительный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти; V2 - квадрат коэффициента вариации - показатель расчетной послойной неоднородности эксплуатируемых нефтяных пластов; А2 и А - соответственно весовая и расчетная предельные доли вытесняющего агента ( вытесняющей воды) в дебите жидкости добывающей скважины. [12]
Также приведены необходимые расчетные формулы и пример расчета нефтеотдачи и относительного отбора жидкости применительно к условиям одного вполне конкретного малопродуктивного нефтяного месторождения в Татарии. [13]
Установлена прямолинейная зависимость себестоимости накопленной добьли 1 т нефти от относительного отбора жидкости ( безразмерного времени) ьа поздней стадии разработки. Эта зависимость может быть использована для прогнозных оценок уровня текущей ( погодовой) себестоимости добычи 1 т нефти вплоть до конца разработки месторождения, находящегося на поздней стадии эксплуатации. [14]
Поэтому интересно рассмотреть движение второго агента, определить момент времени ( расчетный относительный отбор жидкости Fl / x), когда будет наблюдаться его максимальная концентрация. [15]
Страницы: 1 2 3