Суммарный отбор - жидкость
Cтраница 3
Поэтому объединение нефтяных пластов считается рациональным, если средний дебит нефти увеличивается, а не снижается; если увеличение амплитудного дебита нефти больше увеличения суммарного отбора жидкости при неизменном суммарном отборе нефти. [31]
Сначала, используя величины А2 и / -, т.е. учитывая фактические значения текущей весовой обводненности отбираемой жидкости и интегрального весового водонефтяного фактора в суммарном отборе жидкости, попытаемся определить величины ц0 и V2, т.е. численные значения коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющей воды и расчетной послойной неоднородности эксплуатационного объекта. Пр этом мы фактически будем решать обратную задачу: по истории эксплуатации нефтяной залежи по ее интегральным относительным показателям будем определять тоже относительные показатели, отражающие главную суть рассматриваемого объекта и процесса. [32]
Здесь этот критерий усовершенствован: во-первых, в качестве заданной принимается проектная конечная нефтеотдача пластов; во-вторых, средняя доля нефти берется не в расчетном суммарном отборе жидкости, а в весовом суммарном отборе жидкости, что особенно актуально при проектировании разработки многопластового месторождения высоковязкой нефти. [33]
Таким образом, в условиях рассматриваемой нефтяной залежи из-за аномальности нефти ее суммарный отбор уменьшается в 0 812 / 0 7406 1 095 раза и суммарный отбор жидкости уменьшается в 1 585 / 1 381 1 148 раза, а в случае одинакового суммарного отбора жидкости F 1 381 суммарный отбор нефти уменьшается в 0 779 / 0 7406 1 052 раза. Без учета аномальности такому уменьшению суммарного отбора нефти примерно соответствует увеличение расчетной послойной неоднородности нефтяных пластов с V 0 667 до V2 0 834 или в 1 25 раза. [34]
Предлагаемый технологический критерий отражает не какое-то отдельное мгновенное состояние, а процесс в целом; эффект прямо пропорционален дебиту или суммарному отбору нефти, затраты - суммарному отбору жидкости. [35]
Таким образом, получается, что хотя начальный дебит нефти на пробуренную скважину возрастает, однако с учетом увеличения доли воды и уменьшения доли нефти в суммарном отборе жидкости средний текущий дебит нефти может уменьшаться. [36]
 |
Характеристики вытеснения нефти водой для залежей с повышенной и высокой вязкостью нефти. [37] |
Для расчетов процесса обводнения при разных вязкостях нефти использовали приведенные на рис. 47 характеристики вытеснения нефти водой в координатах: нефтеотдача - безразмерное время, представляющее отношение суммарного отбора жидкости к балансовым запасам нефти в пластовых условиях. Эти характеристики построены по фактическим данным разработки залежей с высоковязкими нефтями Эмбинского района и Урало-Поволжья. [38]
Расчеты для типичного элемента позволяют в целом для всей залежи определить зависимость Кз - коэффициента использования подвижных запасов нефти от Лср - расчетной средней доли агента в суммарном отборе жидкости. [39]
Если зададимся условием, что в завершающий момент работы добывающей скважины к ней по наиболее проницаемому слою подходит фронт обычной воды без полимера, то тогда можно определить тот относительный суммарный отбор жидкости, при котором была прекращена закачка полимера. [40]
Впервые в практике проектирования разработана и внедрена методика определения темпа и порядка разбуривания месторождения в зависимости от следующих факторов: продуктивности скважин, ожидаемого коэффициента конечной нефтеотдачи, отношения суммарного отбора жидкости к извлекаемым запасам, планируемого общего числа скважин на морской стационарной платформе, срока разработки, глубины моря, технико-экономических показателей разработки. [41]
Если сравнить стоимость закачиваемой воды с растворенным полимером со стоимостью значительно большего объема закачиваемой воды без полимера, но с одинаковой технологической эффективностью ( в терминах данной методики проектирования-с одинаковым расчетным суммарным отбором жидкости при одинаковом суммарном отборе нефти), то оказывается, что обычная вода без полимера значительно дешевле. Но зато применение небольших добавок полимера позволяет значительно уменьшить кругооборот воды - закачиваемой, отбираемой вместе с нефтью и транспортируемой на сборные пункты, отделяемой и обратно закачиваемой. Короче говоря, уменьшается отбор жидкости и связанные с ним капитальные и текущие экономические затраты. [42]
При известных параметрах пласта и жидкостей можно рассчитать долю добываемой воды в продукции при одновременном раздельном отборе; после чего, зная плановую добычу нефти по объекту, нетрудно подсчитать общий суммарный отбор жидкости. Последнее необходимо знать при проектировании и создании потребных мощностей для первичной подготовки нефти на промыслах и утилизации попутной воды. [43]
Поэтому совершенно обязательным условием применения метода является обеспечение возможности исследования каждого из пластов: определение текущих пластового и забойного давлений, снятие индикаторной диаграммы и кривой восстановления давления, определение текущих и суммарных отборов жидкости, а в нагнетательных скважинах - объемов закачки, и при необходимости - изменение режима работы пласта. Этим требованиям и должно отвечать оборудование для раздельной эксплуатации скважин. [44]
Здесь этот критерий усовершенствован: во-первых, в качестве заданной принимается проектная конечная нефтеотдача пластов; во-вторых, средняя доля нефти берется не в расчетном суммарном отборе жидкости, а в весовом суммарном отборе жидкости, что особенно актуально при проектировании разработки многопластового месторождения высоковязкой нефти. [45]
Страницы: 1 2 3 4