Cтраница 1
Величина извлекаемых запасов прямо зависит от величины затрат на разработку. [1]
Величина извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, зависит от режима работы нефтегазоносных пластов. [2]
Уменьшение величины извлекаемых запасов по 4-му варианту связано с тем, что обводнение четырех вертикальных скважин происходит на 11 год разработки, тогда как по 3-му варианту скважины обводняются только на 18 год, что позволяет увеличить конечный коэффициент газоотдачи. [3]
На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, Q г.и. оказывает влияние режим залежи. При водонапорном и упруговодо-напорном режимах пластовое давление в процессе разработки выше давления насыщения, в связи с чем величина газового фактора постоянная. [4]
На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти бг.р. извл, оказывает влияние режим залежи. При водонапорном и упруговодонапорном режимах пластовое давление в процессе разработки выше давления насыщения, в связи с чем величина газового фактора постоянна. Поэтому начальные извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, определяются начальными извлекаемыми запасами нефти бн. [5]
Так как величина извлекаемых запасов нефти изменяется в зависимости от технологического варианта и все они, как правило, характеризуются разной величиной нефтеотдачи, отличающейся от утвержденной, то выбор ключевых вариантов разработки месторождения осуществляется по критерию полных расходов, учитывающему, помимо собственных затрат на реализацию варианта ( без амортизации на реновацию), затраты на восполнение потерь нефти, связанных с изменением нефтеотдачи и темпов отбора нефти и с учетом влияния фактора времени. [6]
Для подсчета величины извлекаемых запасов были разработаны схемы молекулярной и конвективной диффузии окклюдированного газа. [7]
Для определения величины извлекаемых запасов нефти по длительно разрабатываемым месторождениям с успехом могут применяться эмпирические методы, основанные на экстраполяции линейных участков так называемых характеристик вытеснения нефти водой ( характеристик заводнения), построенных в различных координатах. Этот метод имеет определенные недостатки, поскольку не позволяет учитывать особенности будущих технологических воздействий на залежь, отличающихся от предшествующей технологии и способных изменить закономерность обводнения пласта. Однако он обладает и важным преимуществом, поскольку не требует знания величин начальных геологических запасов и коэффициента нефтеотдачи. На завершающей стадии разработки результаты оценки извлекаемых запасов этим методом, как правило, отличаются высокой надежностью. Например, залежь пласта А4 Покровского месторождения вступила в завершающую стадию разработки в конце 60 - х годов. Поэтому фактическую величину извлекаемых запасов можно достаточно надежно определить экстраполяцией характеристики вытеснения. [8]
При этом обычно величины извлекаемых запасов нефти на различных этапах разработки поддающиеся непосредственному измерению на дневной поверхности, имеют значительно более высокую точность, чем величина балансовых запасов нефти, достоверность подсчета которых зависит от точности определения целого ряда параметров. [9]
Выбранные методы обоснования величины извлекаемых запасов и КИН дифференцированно или в целом должны учитывать и отражать геологофизические особенности рассматриваемых объектов. [10]
Все месторождения по величине извлекаемых запасов относятся к группе мелких ( до 10 млн т), причем по большинству месторождений запасы не превышают 1 млн т, а 19 месторождений ( из 47 месторождений) числятся как забалансовые. [11]
Отрезок О А соответствует величине извлекаемых запасов. [12]
Практически при разработке наибольшее изменение величины извлекаемых запасов связано с коэффициентом охвата пласта вытесняющим агентом, т.е. коэффициент охвата в большой степени влияет на нефтеотдачу по залежи с данными физико-химическими свойствами нефти. С ростом таких факторов, как геологическая неоднородность пласта, вязкость нефти, площадь залежи, приходящаяся на скважину, коэффициент охвата уменьшается. [13]
Практически при разработке наибольшее изменение величины извлекаемых запасов связано с коэффициентом охвата пласта вытесняющим агентом, т.е. коэффициент охвата в большей степени влияет на нефтеотдачу по залежи с данными физико-химическими свойствами нефти. С ростом таких факторов, как геологическая неоднородность пласта, вязкость нефти, площадь залежи, приходящаяся на скважину, коэффициент охвата уменьшается. Этот параметр в конечном счете определяется величиной охваченной воздействием нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта. Для ее определения используются геологические профили, профили приемистости и отдачи по нагнетательным и добывающим скважинам. В табл. 20 приводятся данные о величине коэффициентов охвата по площади и по мощности сложного объекта разработки, приуроченного к терригенной толще нижнего карбона Новохазинской площади Арланского месторождения при 80 % обводненности продукции по участку. [14]
Ресурсы нефтяного газа, определяющие величину извлекаемых запасов, определяются объемом добычи нефти и газовым фактором, - количеством нефтяного газа, приходящегося на 1 т нефти, извлекаемой не поверхность. Величина газового фактора определяется составом и условиями залегания нефтей. [15]