Величина - дополнительная добыча - нефть
Cтраница 1
Величина дополнительной добычи нефти определялась графически по каждой скважине путем экстраполяции кривой обводненности продукции, т.е. показателя, наиболее чувствительного к применению метода воздействия на пласт. [1]
Оценка величины дополнительной добычи нефти и увеличения коэффициента нефтеотдачи пластов была осуществлена с помощью многомерных статистических моделей, предложенных проф. В связи с этим приведен отбор аналогичных опытному участку по геолого-физическим и технологическим параметрам объектов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции по разработанной методике построения АГПМ. Для этого определено местоположение объекта исследования в пространстве главных компонент относительно месторождений Волго-Уральской НГП. [2]
Для уточнения величины дополнительной добычи нефти от охвата по характеристикам вытеснения может быть использована также интервальная оценка при доверительной вероятности 0 95, которая сводится к следующему. [3]
Успешными по величине дополнительной добычи нефти были и четвертое по очередности крепление пласта ( скв. [4]
Анализ таблицы показывает, что величина дополнительной добычи нефти по характеристикам вытеснения ( средняя по трем выбранным) близка к ее значению, полученному по адаптационной модели. [5]
Выполненный анализ результатов работ показал, что достигается величина дополнительной добычи нефти 0 8 - 4 тыс. т / 1 обработку или 1 5 - 8 м3 нефти на 1 м3 используемого рабочего раствора Чаннелблок. [6]
Таким образом, текущая эффективность применения вторичных методов определяется величиной дополнительной добычи нефти в процентах от всей добычи за соответствующий период времени. [7]
Возможность введения приоритетов в обслуживании скважин связана с тем, что величина дополнительной добычи нефти, а значит, и закономерность эффекта при внедрении индивидуальных датчиков подачи, связаны с дебитом скважины. Скважины имеют весьма различную производительность. В связи с этим датчики подачи устанавливают только на высокодебитные скважины. [8]
Расчет технологической эффективности по годам представлен в таблице 6.2. В этой таблице показаны величины дополнительной добычи нефти, определенные по двум методикам. [9]
Расчет эффективности воздействия по каждой добывающей скважине, входящей в участок реагирования, с последующим суммированием величин дополнительной добычи нефти, в некоторых случаях оказывается более предпочтительным, чем расчет по участку в целом. Такой метод расчета может использоваться в условиях постоянного изменения фонда скважин, например, когда на участке происходят частые остановки на значительное время и пуск высоко обводненных скважин. Эффективность, рассчитанная по участку, может быть больше или меньше суммы эффективности по каждой скважине, входящей в данный участок. Это расхождение определяется величинами абсолютных дебитов скважин, амплитудами колебания обводненности продукции по скважинам, степенью нелинейности характеристик вытеснения, используемых для расчета. При расчетах за оценку эффекта возможно принимать среднюю арифметическую между расчетами по участку в целом и сумме эффектов по каждой скважине. [10]
В общем случае экономическая эффективность РИР по ограничению притока воды в нефтяные скважины оценивается как по величине дополнительной добычи нефти, так и по количеству изолированной воды. [11]
Расчет эффективности по участку, включающему одну или несколько нагнетательных и группу реагирующих добывающих скважин, проводится для определения величины дополнительной добычи нефти за счет проведения мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов на ограниченной по площади части пласта. [12]
Мы предлагаем следующий подход к оценке эффективности: во-первых, принимаем, что фактическая закономерность изменения обводненности продукции не зависит от темпа отбора жидкости, во-вторых, дополнительной добычей нефти считается тот объем нефти, который получен при снижении обводненности продукции скважин. Величина дополнительной добычи нефти от проведенного воздействия ПНП рассчитывается как разность между значениями отбора нефти, базовой кривой и фактической в предположении о неизменности отбора. Для оценки эффекта от изменения темпа отбора жидкости базовая добыча жидкости экстраполируется во времени, и определяется соответствующее ей значение отбора нефти, при этом принимается, как указано выше, что при изменении темпа отбора расчетный закон обводнения не меняется. [13]
На рис. 6.7 и в табл. 6.8 представлено сравнение фактических показателей разработки с проектными данными. Данные, представленные на рисунке и в таблице показывают хорошую сходимость фактического состояния разработки с проектными. Расхождение в величине дополнительной добычи нефти связано с тем, что фактически был закачан в четыре раза меньший объем СПС по сравнению с проектом. [14]
 |
График прироста добычи нефти при применении методов поддержания пластового давления. [15] |
Страницы: 1 2