Суммарный отбор - жидкость
Cтраница 2
Для характеристики состояния разработки объектов к концу каждой стадии использовали показатели: суммарный отбор жидкости, выраженный в долях от начальных балансовых запасов нефти ( объема пор); суммарный водонефтяной фактор; обводненность добываемой продукции; коэффициент текущей нефтеотдачи пластов. [16]
 |
Экспериментальные данные по вытеснению нефти водой из кернов.| Зависимость рон ( а и рсв ( б от воздухопроницаемости керна К. [17] |
С первого взгляда может показаться, что ошибка должна быть значительной, поскольку суммарный отбор жидкости прямо пропорционален квадрату коэффициента неоднородности. Однако довольно сильное влияние ср на общий отбор жидкости еще не означает, что этот показатель должен влиять столь же сильно на основные технико-экономические показатели разработки. Ведь совершенно очевидно, что расходы, связанные с общим отбором жидкости, составляют лишь сравнительно небольшую часть общих расходов на разработку. [18]
При отсутствии эффекта от ФОЖ в увеличении КИН зависимости суммарной добычи нефти от суммарного отбора жидкости ( или же различные модификации этих параметров) не должны изменяться. Действительно, при обработке материалов статистическими методами принципиальных изменений в эти зависимости ФОЖ не вносит, а просто увеличивается их абсолютная величина. [19]
Можно принять, что суммарные текущие экономические затраты на добычу нефти прямо пропорциональны суммарному отбору жидкости. [20]
Средний дебит нефти представляет собой произведение амплитудного дебита на среднюю долю нефти в суммарном отборе жидкости. При объединении нефтяных пластов обычно происходит увеличение неравномерности вытеснения нефти закачиваемой водой, и поэтому уменьшается доля нефти в суммарном отборе жидкости. [21]
Для расчета отборов нефти и жидкости необходимо знать коэффициент использования подвижных запасов нефти Кз и расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти F. [22]
При этом дебит Q с возрастанием t стремится к нулю экспоненциально, и, следовательно, суммарный отбор жидкости из скважины V за бесконечное время при фиксированной депрессии Pw конечен. Этому соответствуют конечность воронки депрессии и области дренирования скважины после прекращения притока. [23]
Теперь видно, как при изменении V2 -показателя послойной неоднородности пласта по проницаемости изменяется величина F - расчетного суммарного отбора жидкости в долях подвижных запасов нефти. [24]
Норма закачки воды в каждую группу нагнетательных скважин устанавливается соответственно прогнозируемому в технологическом документе на разработку суммарному отбору жидкости из добывающих скважин соответствующего участка. Сумма норм закачки в нагнетательные скважины каждого участка должна составлять участковую норму закачки, а сумма участковых норм - норму закачки по объекту в целом. [25]
Вторым сомножителем, образующим технологический критерий эффективности является ( 1 - Ар) - расчетная средняя доля нефти в суммарном отборе жидкости. Эта доля зависит от неравномерности вытеснения нефти агентом в добывающую скважину. Показателем этой неравномерности ( расчетной послойной неоднородности продуктивных пластов по проницаемости) является V2 - квадрат коэффициента вариации. [26]
Объединение пластов оправдано, если при этом произведение начального максимального ( амплитудного) дебита нефти и средней доли нефти в суммарном отборе жидкости увеличивается. Значит, при неизменном среднем числе скважин, как для одного пласта, при условии извлечения утвержденных извлекаемых запасов всех объединяемых пластов их объединение не только значительно увеличивает начальный максимальный ( амплитудный) дебит нефти, но также увеличивает средней дебит нефти. [27]
По полученным значениям предельной доли вытесняющего агента определяют суммарный отбор нефти в долях подвижных запасов нефти ( / С3) и расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти ( F) для периода закачки газа и для всего периода промышленной разработки. [28]
Кз и F2 - суммарные отборы нефти и жидкости за все время разработки нефтяной залежи в долях подвижных запасов нефти, F - расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти, величины Кз и F определяются с учетом расчетной послойной неоднородности ( здесь с учетом Кзи и / Сэк, которые однозначно зависят от V - расчетной послойной неоднородности) и величины А - расчетной доли агента в дебите жидкости добывающей скважины. Поскольку два основных действующих фактора ( неоднородность пластов по проницаемости и различие нефти и вытесняющего агента по физическим свойствам - по подвижности и плотности) являются взаимно независимыми ( инвариантными), то учет их действия в методике проектирования [7] производится раздельно, поэтому величина ц0 - коэффициента различия физических свойств нефти и агента - вынесена за скобки. При этом сначала с помощью величины ( io совершается переход от весового реального вытесняющего агента к расчетному агенту ( от Л2 к А), затем учитывается неоднородность пластов в пределах отдельного среднего типичного элемента нефтяной залежи и определяются величины Кз и F, затем учитывается зональная неоднородность в пределах залежи между ее элементами и применяются уравнения разработки нефтяной залежи, соответственно получается динамика дебитов нефти, дебитов расчетной жидкости и числа работающих скважин, после чего с помощью величины / JQ совершается обратный переход от дебитов расчетной жидкости к де-битам весовой жидкости. [29]
Наиболее эффективным из рассмотренных методов регулирования является метод регулирования перекладыванием части добычи жидкости с внешнего ряда на внутренние ряды эксплуатационных скважин без снижения суммарного отбора жидкости по залежи. По мере обводнения продукции внешних рядов нагрузка по отбору жидкости постепенно переносится на внутренние ряды скважин вплоть до отключения внешних рядов при высокой их обводненности. Этим методом достигается снижение добычи попутной воды, что является одной из важных задач разработки нефтяных месторождений. При этом существенно увеличивается текущая добыча нефти и обеспечивается высокая экономическая эффективность процесса разработки. Метод регулирования перекладыванием добычи прост в реализации и не требует дополнительных капитальных затрат. [30]
Страницы: 1 2 3 4