Темп - отбор - извлекаемый запас
Cтраница 1
 |
Зависимость обводненности fg и выработки извлекаемых запасов / CQT от параметра 0И п на различных стадиях разработки. [1] |
Темп отбора извлекаемых запасов определяется также типом и основными физико-геологическими свойствами залежи. Изменение темпов отбора извлекаемых запасов во времени для рассматриваемых залежей существенно отличается. [2]
Как правило, это должно быстро приводить к увеличению дебитов добывающих скважин, возрастанию темпов отбора извлекаемых запасов, т.е. к интенсификации разработки залежи. [3]
 |
Динамика дебитов нефти, воды, жидкости, интенсивности. [4] |
Показатели разработки данного варианта аналогичны предыдущему, за исключением возрастания дебитов и, соответственно, темпов отбора извлекаемых запасов нефти, которые увеличились более чем в 2 раза. [5]
В памяти ЭВМ фиксируется совокупность проектных добывающих скважин с вероятностным различием по амплитудному дебиту, темпу отбора извлекаемых запасов нефти и темпу обводнения, и совокупность нагнетательных скважин с вероятностным различием по закачке воды. В дальнейшем по мере бурения и исследования конкретных проектных скважин появляются конкретные достоверные значения коэффициента продуктивности и эффективной толщины нефтяных пластов. С учетом этого по добывающим скважинам пропорционально корректируют их дебиты, извлекаемые запасы нефти, темп отбора извлекаемых запасов и темл обводнения; по нагнетательным скважинам пропорционально корректируют их закачку. [6]
В памяти ЭВМ фиксируется совокупность проектных добывающих скважин с вероятностным различием по амплитудному дебиту, темпу отбора извлекаемых запасов нефти и темпу обводнения и совокупность нагнетательных скважин с вероятностным различием по закачке воды. [7]
Результаты проведенных на Ромашкинском месторождении специальных промышленных экспериментов показали, что этот метод интенсификации процесса разработки не только повышает темп отбора извлекаемых запасов, но и в результате лучшего охвата многопластового эксплуатационного объекта заводнением способствует существенному увеличению коэффициента нефтеотдачи. [8]
Основная формула модели - Т0 / k3ftaTon / kp, где Г0 - кратность запасов, определяемая как величина, обратная темпам отбора извлекаемых запасов категорий A B Ct; kp, k3 - капиталовложения на прирост соответственно 1 т запасов ( разведка) и 1 т ( эксплуатация) новой мощности; Ра Пд в с / Q - отношение текущих запасов категорий A B Cj к текущим активным запасам; Т0 - срок оптимизации. [9]
По нашему представлению во внимание надо принимать интегральные параметры - межпластовую, пластовую и внутрипла-стовую неоднородность по продуктивности, по удельным извлекаемым запасам и темпу отбора извлекаемых запасов нефти, отделяя объективные количественные характеристики от субъективных качественных ( и некачественных) характеристик. [10]
Основной закон: текущий дебит нефти прямо пропорционален текущим извлекаемым запасам нефти, текущий дебит нефти снижается в соответствии со снижением текущих извлекаемых запасов, темп падения дебита нефти соответствует темпу отбора извлекаемых запасов. Поэтому определение увеличения добычи нефти из-за проведения технического мероприятия по простоте занижает эффект на величину закономерного падения добычи нефти. Поэтому обязательным оказывается установление закономерного падения добычи нефти до проведения технического мероприятия, чтобы эту закономерность проэкстраполировать, определить базовую добычу и вычитанием из фактической добычи базовой получить искомый прирост добычи нефти. [11]
Уравнения разработки нефтяной залежи и эксплуатации добывающей скважины позволяют по периоду до мероприятия рассчитать базовую добычу для периода после проведения мероприятия, чтобы в периоде после мероприятия определить прирост добычи, а также определить темп отбора извлекаемых запасов, чтобы по этому темпу определить сами извлекаемые запасы. [12]
 |
Сравнение вариантов разработки нефтяной залежи. [13] |
Анализ полученных и представленных в табл. 3.11 результатов показывает, что на небольшой нефтяной залежи в нефтяном пласте, обладающем низкой продуктивностью и высокой зональной неоднородностью, в том случае, когда ради увеличения экономической рентабельности необходимо увеличение дебита нефти и темпа отбора извлекаемых запасов нефти, то приконтурное заводнение через скважины низкой продуктивности оказывается малоэффективным, а дополнительное внут-рнконтурное заводнение через центральную скважину повышенной продуктивности оказывается высокоэффективным, поскольку дополнительно увеличивает дебит и темп отбора запасов нефти в 2 - 3 раза. [14]
Но теперь нам надо решить гораздо более сложную задачу и рассчитать динамику добычи нефти, добычи жидкости ( флюида) и числа работающих скважин для четырех последовательных этапов разработки нефтяной залежи, которые по элементам залежи разной средней проницаемости пластов и разного темпа отбора извлекаемых запасов пластов проходят в разное время. [15]
Страницы: 1 2