Общее фильтрационное сопротивление

Cтраница 2

Однако, если просто заменить реальный поток фильтрацией жидкости между галереями, то при расчетах получатся довольно значительные погрешности, которые сильно снизят общие фильтрационные сопротивления. Следовательно, при расчете дебитов или давлений с заменой рядов или сеток скважин соответствующими галереями необходимо как-то учесть неэквивалентность такой замены. [16]

При применяемых равномерных и почти равномерных сетках скважин и обычно применяемых схемах заводнения ( трехрядная, площадная или избирательная) до 80 % общего фильтрационного сопротивления сосредоточено на прискважинных участках нефтяных пластов, занимающих всего около 1 % общей нефтяной площади. Такая почти точечная сосредоточенность фильтрационных сопротивлений позволяет эффективно учитывать различие физических свойств ( подвижности и плотности) нефти и воды в пластовых условиях. А явление языкообразования фронта воды вблизи добывающих скважин и вообще геометрическая неравномерность вытеснения нефти водой, обусловленные точечностью и фактической неравномерностью размещения нагнетательных и добывающих скважин, учитываются в параметре расчетной послойной неоднородности пластов. Применяемый метод расчета величины геометрической неравномерности ( неоднородности) был обоснован специальными исследованиями на моделях из электропроводной бумаги и формулами гидродинамики. По этому методу геометрическая неравномерность ( в виде квадрата коэффициента вариации) определяется по соотношению длин самой длинной ( нейтральной) и самой короткой ( главной) линий тока, идущих от нагнетательной скважины к добывающей. [17]

Необходимое увеличение производительности может достигаться различными путями и различными техническими средствами: выбором рационального размещения нагнетательных скважин среди добывающих скважин с долговременным уменьшением общего фильтрационного сопротивления; рациональным повышением забойного давления нагнетательных скважин и рациональным снижением забойного давления добывающих скважин; рациональным выделением эксплуатационных объектов - рациональным увеличением числа нефтяных пластов, объединяемых в общие эксплуатационные объекты. Еще один путь - применение горизонтальных скважин, увеличение горизонтальной части этих скважин. [18]

Так, при увеличении общего числа скважин в 9 раз в 3 раза уменьшатся все расстояния сетки скважин, минимум в 10 4 раза уменьшится общее фильтрационное сопротивление, в 10 4 раза увеличится общий дебит на одну скважину проектной сетки; вместо уменьшения дебита в 2 8 раза происходит увеличение в 1 16 раза, т.е. преимущество в 2 8 - 1 16 3 25 раза. [19]

А если нефтяной пласт был засорен на глубину до 50 см и в прискважинной засоренной зоне проницаемость была уменьшена в 10 раз, при этом общее фильтрационное сопротивление было увеличено примерно в 3 раза, то применение глубокой перфорации уменьшит фильтрационное сопротивление в 3 - 4 раза. [20]

Рассмотрим способы определения основных характеристик потока при плоскорадиальном движении жидкости и газа с большими скоростями, когда причиной отклонения от закона Дарси становятся значительные инерционные составляющие общего фильтрационного сопротивления. [21]

Рассмотрим способы определения основных характеристик фильтрационных потоков при плоскорадиальном движении жидкости и газа с большими скоростями, когда причиной отклонения от закона Дарси являются значительные инерционные составляющие общего фильтрационного сопротивления. [22]

В первом случае, если исходить из условия максимизации добычи нефти с участка и залежи в целом, ГС должны располагаться в районе, где они в наибольшей степени понизят общее фильтрационное сопротивление и увеличат суммарный отбор с месторождения. В конкретном случае это может быть зона со сравнительно малой проницаемостью пласта, или с высокой вязкостью нефти, или же ГС должны быть пробурены в качестве нагнетательных, когда необходимо закачивать агент повышенной вязкости для обеспечения отбора нефти значительным числом добывающих скважин. Во всех случаях необходимо учитывать не только и не столько дебит ГС, сколько суммарную добычу нефти с объекта за заданный период времени, исходя из требований системного подхода к проектированию процесса разработки нефтяного месторождения. [23]

Справочно надо отметить, что в случае незасоренных нефтяных пластов при применении глубокой перфорации возможное уменьшение общего фильтрационного сопротивления и увеличение дебита скважин в 1 2 раза, а при применении гидравлического разрыва во всех скважинах возможное уменьшение общего фильтрационного сопротивления и увеличение дебита в 1 5 - 2 раза. [24]

Элемент однорядной системы заводнения при гидроразрыве пласта по всем добывающим скважинам. [25]

Но также пренебрежимо малый упругий запас жидкости ( 0 04 % от общего упругого запаса жидкости всей зоны дренирования скважины) содержит прискважинный участок пласта радиусом 4 75 м, на долю которого в случае однородного пласта приходится 50 % общего фильтрационного сопротивления. [26]

Ближайшая призабойная зона нефтяных пластов радиусом 25 см или 0 25 м содержит подвижные запасы нефти в объемных единицах 0 1173 м3 и в весовых единицах 0 1056 т, упругий запас нефти 3 326 кг или 0 003326 т, или 0 003696 м3; дефицит упругого запаса нефти 0 003360 м3; содержит при отсутствии засорения при бурении нефтяных пластов 15 % общего фильтрационного сопротивления. [27]

Более крупная призабойная зона нефтяных пластов радиусом 83 см или 0 83 м содержит подвижных запасов нефти 1 3440 м3 и 1 2096 т, упругий запас нефти 38 1 кг или 42 3 л, или 0 04234 м3; дефицит упругого запаса нефти 29 0 кг или 32 3 л, или 0 03226 м; содержит при отсутствии засорения пластов 30 % общего фильтрационного сопротивления. [28]

Следующая более крупная призабойная зона нефтяных пластов радиусом 20 4 м содержит подвижных запасов нефти 874 7 м3 или 787 2 т, т.е. 0 82 % или менее 1 %; содержит упругий запас нефти 275 5 м3 или 248 0 т, дефицит упругого запаса нефти 10 1 м3 или 9 1 т; содержит, если при бурении не были засорены нефтяные пласты, 70 % общего фильтрационного сопротивления. [29]

Для каждой из выделенных зон записать выражение для гидродинамического сопротивления, очевидно, не составляет труда. Общее фильтрационное сопротивление предлагается определять как сумму его составляющих, т.е. сложная плоская задача заменена тремя простыми, решения для которой в рамках подземной гидромеханики уже известны. [30]

Страницы: 1 2 3 4