Накопленный отбор - жидкость
Cтраница 3
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. [31]
Это: показатель неравномерности вытеснения нефти водой в добывающую скважину, взаимно связывающий начальные извлекаемые запасы нефти и начальные извлекаемые запасы расчетной жидкости; коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющей воды, позволяющий от начальных извлекаемых запасов реальной весовой жидкости перейти к начальным извлекаемым запасам расчетной жидкости и обратно, от дебитов и накопленных отборов реальной весовой жидкости перейти к деби-там и накопленным отборам расчетной жидкости и обратно. Переход от весовой жидкости к расчетной и обратно от расчетной к весовой позволяет вынести за скобки влияние различия физических свойств нефти и жидкости и радикально облегчить основные расчеты. [32]
Это: показатель неравномерности вытеснения нефти водой в добывающую скважину, взаимно связывающий начальные извлекаемые запасы нефти и начальные извлекаемые запасы расчетной жидкости; коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющей воды, позволяющий от начальных извлекаемых запасов реальной весовой жидкости перейти к начальным извлекаемым запасам расчетной жидкости и обратно, от дебитов и накопленных отборов реальной весовой жидкости перейти к деби-там и накопленным отборам расчетной жидкости и обратно. Переход от весовой жидкости к расчетной и обратно от расчетной к весовой позволяет вынести за скобки влияние различия физических свойств нефти и жидкости и радикально облегчить основные расчеты. [33]
Кно - коэффициент нефтеотдачи пластов; К1 К2, К3 К4 - коэффициенты-сомножители, вместе образующие коэффициент нефтеотдачи; отдельно коэффициенты-сомножители: Кх - коэффициент сетки ( для проектной сетки скважин); К2 - коэффициент вытеснения, определяемый в лабораторных условиях на образцах породы нефтяных пластов при достаточно большой прокачке вытесняющего агента; К3 - коэффициент использования подвижных запасов нефти или накопленный отбор нефти в долях подвижных запасов нефти; соответственно F - расчетный накопленный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти. [34]
Кяо - коэффициент нефтеотдачи пластов; Kit К2, К3 и К - коэффициенты-сомножители, вместе образующие коэффициент нефтеотдачи; отдельно коэффициенты-сомножители: KI - коэффициент сетки ( для проектной сетки скважин); KI - коэффициент вытеснения, определяемый в лабораторных условиях на образцах породы нефтяных пластов при достаточно большой прокачке вытесняющего агента; К3 - коэффициент использования подвижных запасов нефти или накопленный отбор нефти в долях подвижных запасов нефти; соответственно F - расчетный накопленный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти. [35]
Текущее ( на 1 января 1994 г.) состояние разработки рассматриваемых блоков 33 - 34 - 35 Талинского месторождения таково: годовая добыча нефти по сравнению с достигнутой в 1990 г. максимальной добычей снизилась на 89 %, или в 9 3 раза, в работе осталось 48 % пробуренных скважин, текущая обводненность добываемой жидкости достигла 94 %, накопленный отбор нефти составил 6 9 % ( около 7 %) от балансовых геологических запасов нефти, а накопленный отбор жидкости в 3 6 раза больше. [36]
С целью обеспечения оптимальных условий процесса необходимо осуществлять циклическую закачку пара температурой не менее 130 - - 140 С с постепенным уменьшением темпа закачки. При этом накопленный отбор жидкости должен в 3 - 4 раза превышать накопленный объем закачки пара. [37]
В 1960 г. закачкой воды был восполнен накопленный отбор жидкости из пласта с начала эксплуатации. [38]
Для этой результирующей функции рассчитывается или берется из заблаговременно рассчитанных очень подробных таблиц характеристика использования подвижных запасов нефти для типичного элемента нефтяной залежи, содержащего одну добывающую скважину и эксплуатируемый ею объем нефтяных пластов, эксплуатируемый ею объем подвижных запасов нефти. Эта характеристика включает в себя величины К3тл F - накопленных отборов нефти и расчетных накопленных отборов жидкости в долях подвижных запасов нефти при различных значениях А - расчетной доли вытесняющего агента в текущем дебите жидкости. [39]
Экстраполяция прямолинейных отрезков до пересечения с осью абсцисс - осью накопленных отборов нефти и расчетной жидкости - показывает те же начальные извлекаемые запасы нефти О и расчетные начальные извлекаемые запасы жидкости QJ4, которые изначально были заложены в расчеты. Экстраполяция отрезков до пересечения с осью абсцисс - осью накопленных отборов нефти и расчетных накопленных отборов жидкости - показывает начальные извлекаемые запасы нефти и расчетные начальные извлекаемые запасы жидкости. [40]
По соотношению таких коэффициентов продуктивности ( начального и текущего) определяют для каждого текущего момента времени текущее ( по сравнению с начальным) дополнительное увеличение соотношения подвижностей агента ( обычно воды) и нефти. Полученные уточненные коэффициенты различия физических свойств надо использовать для перехода от весовых дебитов и накопленных отборов жидкости к расчетным дебитам и накопленным отборам. [41]
 |
Характеристики вытеснения нефти водой. [42] |
Кривые первой группы криволинейны на всем своем протяжении вплоть до экстремальной точки, где коэффициент нефтеотдачи достигает своего наибольшего значения. За экстремальной точкой они будут почти параллельными оси V, так как этот участок характеризуется увеличением накопленных отборов жидкости, содержащей ничтожную долю нефти, вследствие чего коэффициент нефтеотдачи не может значительно возрасти. [43]
Делением годовых дебитов нефти рассматриваемой площади на пробуренный ( к середине соответствующих годов) фонд скважин были получены значения ql - удельного годового дебита нефти на пробуренную скважину; аналогично делением расчетных годовых дебитов жидкости на пробуренный фонд скважин были получены значения q F - расчетного удельного годового дебита жидкости на пробуренную скважину. Соответственно на середину каждого года были определены значения Qa - накопленного отбора нефти и QFa - расчетного накопленного отбора жидкости. [44]
 |
Характеристики вытеснения для различных схем перфорации пласта. [45] |
Страницы: 1 2 3 4