Накопленный отбор - жидкость
Cтраница 1
Накопленный отбор жидкости восполнен при заводнении менее чем наполовину. По этой причине пластовое давление по обеим залежам падает - по горизонту I оно приближается к давлению насыщения. Наблюдается также постепенное снижение дебита скважин по жидкости. [1]
При этом накопленный отбор жидкости составляет 418 45 млн. т, в том числе 89 36 млн. т нефти и 329 09 млн. т воды, доля воды в накопленном отборе жидкости равна 78 6 %, т.е. на 1 т нефти приходится 3 68 т воды. Текущий годовой отбор жидкости составляет 14 53 млн. т, в том числе 1 74 млн. т нефти и 12 79 млн. т воды, доля воды в годовом отборе жидкости равна 88 0 %, т.е. на 1 т нефти приходится 7 35 т воды. Текущий годовой дебит нефти составляет 13 % от максимального годового дебита нефти, полученного в 1989 г. Текущий фонд работающих скважин составляет 13 5 % от всего фонда пробуренных скважин. [2]
По величине накопленного отбора жидкости определяется величина t на конец каждого года ( Tj, 2 л / Оакт. [3]
Полной компенсации накопленного отбора жидкости по залежи не достигнуто. [4]
Ож / - накопленный отбор жидкости из / - и скважины; t, - время эксплуатации / - и скважины; Чж. [5]
Переход от весовых дебитов и накопленных отборов жидкости к расчетным дебитам и накопленным отборам жидкости исключает влияние различия физических свойств нефти и вытесняющей воды, остается влияние зональной и послойной неоднородности по проницаемости нефтяных пластов и влияние проводимых технических мероприятий. Среди мероприятий главным является бурение скважин и осуществление системы заводнения, затем изменение разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин и изменение схемы размещения и соотношения добывающих и нагнетательных скважин. [6]
По величине текущего КИН при накопленном отборе жидкости в количестве одного объема пор произведено сопоставление эффективности реализуемых систем. [7]
Зависимость обводненности продукции скважины от относительной величины накопленного отбора жидкости - среднесква-жинная характеристика / в ( Сж) находится по промысловым данным. [8]
Расчетный дебит жидкости в долях амплитудного дебита равен единице минус расчетный накопленный отбор жидкости в долях расчетного, введенного в разработку начального извлекаемого запаса жидкости. [9]
Впервые предложены полиномы для аппроксимации зависимости кривой обратное число накопленного отбора жидкости - накопленная добыча нефти с целью повышения точности оценки эффективности применения МУН. [10]
 |
Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добыч. [11] |
На рис. 12 дана зависимость накопленной добычи нефти о накопленного отбора жидкости. [12]
Аналогичная закономерность снижения расчетного дебита жидкости в зависимости от расчетного накопленного отбора жидкости при фиксированных условиях разработки нефтяной залежи ( объекта, площади, участка) в виде прямой линии, наклонной к оси абсцисс - к оси расчетного накопленного отбора жидкости, которая показывает снижение расчетного дебита жидкости и выделяет потенциально возможный расчетный суммарный отбор жидкости или расчетные начальные извлекаемые запасы жидкости. В расчетный дебит жидкости входит весовой дебит вытесняющего агента, поделенный на коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющего агента; аналогично в расчетный накопленный отбор жидкости входит весовой накопленный отбор агента, поделенный на коэффициент различия физических свойств нефти и агента. При обратном переходе от расчетного дебита агента к весовому расчетный дебит агента умножают на коэффициент различия физических свойств; аналогично при обратном переходе от расчетного накопленного отбора агента к весовому расчетный накопленный отбор агента умножают на коэффициент различия физических свойств. [13]
Текущие темпы отбора жидкости позволяют достичь проектную нефтеотдачу при накопленном отборе жидкости в 150 - 160 % от объема пор. [14]
Переход от весовых дебитов и накопленных отборов жидкости к расчетным дебитам и накопленным отборам жидкости исключает влияние различия физических свойств нефти и вытесняющей воды, остается влияние зональной и послойной неоднородности по проницаемости нефтяных пластов и влияние проводимых технических мероприятий. Среди мероприятий главным является бурение скважин и осуществление системы заводнения, затем изменение разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин и изменение схемы размещения и соотношения добывающих и нагнетательных скважин. [15]
Страницы: 1 2 3 4