Cтраница 2
Во-вторых, суммарная добыча нефти в каждой зоне определяется математическим ожиданием добычи нефти по отдельным скважинам. А очень существенным моментом в определении динамики дебита нефти по отдельным скважинам является предусмотренный режим их работы: либо с постоянным отбором, либо с постоянным перепадом давления с заданной динамикой изменения перепада давления или забойного давления. [16]
Эффективная разработка месторождения предполагает рациональное использование природных факторов с искусственным воздействием. Это может быть обеспечено при грамотном контроле за изменением параметров и своевременное реагирование на это изменение: а) динамика дебитов нефти, газа и воды; б) динамика давлений; в) контроль за продвижением контакта. [17]
Эффективная разработка месторождения предполагает рациональное сочетание природных факторов с искусственным воздействием. Это может быть обеспечено при грамотном контроле за изменением параметров работы скважины и своевременное реагирование на это изменение. К таким параметрам относятся: а) динамика дебитов нефти, газа и воды; б) динамика давлений; в) контроль за продвижением контакта. [18]
Эффективная разработка месторождения предполагает рациональное сочетание природных факторов с искусственным воздействием. Это может быть обеспечено при грамотном контроле за изменением параметров работы скважины и своевременное реагирование на это изменение. К таким параметрам относятся: а) динамика дебитов нефти, газа и воды; б) динамика давлении; в) контроль за продвижением водонефтяного контакта. [19]
Кз и F2 - суммарные отборы нефти и жидкости за все время разработки нефтяной залежи в долях подвижных запасов нефти, F - расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти, величины Кз и F определяются с учетом расчетной послойной неоднородности ( здесь с учетом Кзи и / Сэк, которые однозначно зависят от V - расчетной послойной неоднородности) и величины А - расчетной доли агента в дебите жидкости добывающей скважины. Поскольку два основных действующих фактора ( неоднородность пластов по проницаемости и различие нефти и вытесняющего агента по физическим свойствам - по подвижности и плотности) являются взаимно независимыми ( инвариантными), то учет их действия в методике проектирования [7] производится раздельно, поэтому величина ц0 - коэффициента различия физических свойств нефти и агента - вынесена за скобки. При этом сначала с помощью величины ( io совершается переход от весового реального вытесняющего агента к расчетному агенту ( от Л2 к А), затем учитывается неоднородность пластов в пределах отдельного среднего типичного элемента нефтяной залежи и определяются величины Кз и F, затем учитывается зональная неоднородность в пределах залежи между ее элементами и применяются уравнения разработки нефтяной залежи, соответственно получается динамика дебитов нефти, дебитов расчетной жидкости и числа работающих скважин, после чего с помощью величины / JQ совершается обратный переход от дебитов расчетной жидкости к де-битам весовой жидкости. [20]
Они явно видны при фиксированных условиях разработки и эксплуатации. Конкретно, уравнение добычи нефти в своей наиболее простой форме было известно давно, особенно хорошо наблюдалось раньше, в начале и в первой половине прошлого века, когда процесс добычи нефти был менее управляемым человеком. Чтобы обнаружить и целенаправленно ввести в практическое применение уравнение добычи нефти, мало было знать эмпирическую формулу динамики добычи нефти - формулу снижения дебита нефти, надо было эту формулу получить по результатам многочисленных расчетов разработки нефтяных залежей с учетом всех существенных параметров и действующих факторов, в первую очередь, с учетом послойной и зональной неоднородности пластов по проницаемости. Самое главное, что к учету послойной неоднородности был добавлен учет зональной неоднородности. Так прежде неоднократно наблюдавшаяся эмпирическая формула динамики дебита нефти ( снижения дебита нефти) была получена расчетным путем для фиксированных условий нефтяных залежей - была многократно получена. [21]