Cтраница 2
Увеличение плотности сетки путем заложения промежуточных скважин в профилях, не прибегая к заложению новых профилей, дает возможность выявить очень крутое падение юго-восточного крыла, что значительно повлияет на характер расположения на нем нагнетательных и эксплуатационных скважин. [16]
Понятие плотности сетки обычно включает в себя расстояние между рядами скважин и расстояние скважин в рядах. Рассмотрим вначале первую составляющую плотности сетки. При этом особое внимание обратим на показатели накопленной добычи нефти и коэффициент нефтеотдачи. [17]
При любой выбранной плотности сетки предполагаем, что между добывающими и нагнетательными скважинами помещается практически бесчисленное множество неоднородных элементов. В этом случае пласт вырождается в микронеоднородный, все трубки тока становятся статистически эквивалентными, коэффициент вариации проницаемости равен нулю. [18]
Предложено изменить плотность сетки 500 х 500 на 400 х 500 м на Актанышбашевском участке. [19]
Такая же плотность сетки требуется для тепловых методов. [20]
Дано: плотность сетки 4 05 га; пористость 22 %; В0 1 31 м3 / м3 товарной нефти, kro 0 80; krw 0 24; дебит нагнетания 15 9 мъ / сут: и; мощность пласта 6 1 м; Soi 65 %; SOT 30 %; ц0 6 66 спз; ц № 0 60 спз. [21]
При этом плотности сетки зависят от объема капитальных вложений, а дебиты и приемистости больше характеризуют текущие затраты на разработку дифференцированно по площадям. [22]
Анализ влияния плотности сетки на результаты эксплуатации залежи показывает, что в отличие от разработки месторождений путем законтурного и внутриконтурного заводнения применение теплоносителей связано с более плотными сетками, что приводит к улучшению технологических и технико-экономических показателей разработки. [23]
С увеличением плотности сеток в процессе структурирования эластомеров уменьшаются константы диффузии и растворимости газов. [24]
При определении плотности сетки учитывались все эксплуатировавшиеся на нефть скважины, независимо от объема полученной из них добычи, в том числе и переведенные под нагнетание воды. В связи с этим показанная на рис. 35 плотность сеток отличается от той, что была приведена в [26] на основе отчетов территориальных научно-исследовательских институтов, в которых к определению сетки подходили по-разному. [25]
При сопоставлении плотностей сеток по иранским месторождениям с плотностью сеток по другим месторождениям необходимо учитывать следующее. На этих месторождениях находится в эксплуатации обычно меньшее число скважин, чем их пробурено. При этом процент неработающих скважин бывает значительным. Кроме того, на месторождениях имеются газовые шапки и эксплуатационные скважины в основном размещаются в пределах чисто нефтяных зон в средних частях структур. Но даже если учесть и эти обстоятельства, все же плотности сеток по ним являются наиболее редкими. [26]
Проблема обоснования плотности сетки скважиь тесно связана с проблемой обоснования их резервного числа. Резервный фонд скважин, который должен устанавливаться в зависимости от неоднородности, геолого-физической характеристики пласта и проектируемой системы разработки и может достигать 30 % основного фонда, как показывает опыт, обеспечивает более полный охват пластов разработкой, вовлечение неработающих или слабодренируемых участков и пластов, их линз, тупиковых и застойных зон и, следовательно, существенно способствует увеличению нефтеотдачи. [27]
В настоящее время плотность сеток, применяемая на месторождениях ряда стран, составляет преимущественно 16 - 20 га / скв. [28]
Выбор формы и плотности сетки скважлн является важнейшим вопросом и в течение долгих лег является предметом иаогочиоден-ных дискуссий ученых и практиков нещтяной промышленности. Следует твердо представлять, что плотность сетки екваянн является функцией геолого-щизической характеристики объекта разработки. Правильно говорить не о плотной и редкой сехке скважин, а об оптимальной плотности сетки сквааив для данных геолого-фаздчее-к ж условии. При различных геолого-физяческгх услов: шх расположение скваылн по одной и то. Наглядным дршлерон обоснования этого долог аения является сопоставлеше показателе. [29]
Этот параметр регулирует плотность сетки частот, которая используется при расчете АЧХ фильтра с целью измерения величины пульсаций. Число точек сетки приблизительно равно 1grid n / ( 2 bw), где bw - суммарная полоса пропускания фильтра, нормированная к частоте Найквиста. Увеличение параметра Igrid может сделать пульсации более равномерными, но приведет к увеличению времени расчета. [30]