Первая группа - объект
Cтраница 1
 |
Усредненные характеристики времени протекания переходных процессов в объектах теп. юснабжения. [1] |
Первая группа объектов определяет инерционность СЦТ. Математические модели первой группы представляют в виде систем дифференциальных уравнений, составленных на основе законов сохранения Если сопоставить условия протекания переходных режимов в СЦТ с другими трубопроводными системами водо - и газоснабжения, то можно выявить следующие принципиальные различия. В системах теплоснабжения сам транспортируемый продукт не потребляется, и поэтому режимы потребления не настолько жестко связаны с режимами производства теплоты. Исключение составляют открытые системы теплоснабжения, в которых непосредственный водоразбор пракжтески мгновенно изменяет производительность насосной группы источников теплоты. [2]
Для первой группы объектов было составлено и проанализировано около 100 зависимостей, включающих различные группы геолого-физических показателей. Проведенный анализ показал, что при любом сочетании параметров при их отсеивании по критерию Стьюдента всегда остаются параметры, характеризующие вязкость, толщинные свойства пласта и строение водонефтяных зон. Это соответствует оценке информативности параметров, проведенный в гл. [3]
 |
Структура запасов и их выработанное ( критерии выделения ТрИЗ по И.И. Абызбаеву. [4] |
На первую группу объектов приходится 32 % ( см. рис. 3.5) начальных геологических запасов нефти рассматриваемых групп по терригенным коллекторам месторождений. Значительная часть запасов нефти содержится в эксплуатационных объектах Таймурзинского, Менеузовского и Андреевского месторождений. Наиболее выработаны залежи нефти в тульском и бобри-ковском горизонтах Таймурзинского месторождения. [5]
К первой группе объектов относятся: групповые замерные установки, кустовые насосные станции, установки подготовки газа для газлифта, электроподстанции, расположенные на площади. [6]
Корреляционные связи между предыдущей и последующей нефтеотдачей для первой группы объектов значительно теснее, чем для второй, что можно объяснить более сложным строением второй группы объектов и более сильным влиянием технологических параметров на поздних стадиях разработки. [7]
Нами на примере девонских залежей Башкирии, относящихся к первой группе объектов, и месторождений терригенной толщи нижнего карбона, относящихся ко второй группе объектов и находящихся на поздней стадии разработки, сделана попытка оценить точность основных промыслово-статистических методов, применяемых при прогнозе нефтеотдачи. [8]
Анализ, проведенный М.А. Токаревым и В.Щ. Мухаметшиным на примере девонских залежей Башкирии, относящихся к первой группе объектов, и месторождений терригенной толщи нижнего карбона ( ТТНК), относящихся ко второй группе объектов и находящихся на поздней стадии разработки, позволил оценить точность основных промыслово-статистических методов, применяемых при прогнозе нефтеотдачи. [9]
 |
Зависимость коэффициентов продуктивности k и удельной продуктивности К цхад от Кнвдд для первой и второй групп объектов. [10] |
Приведенные зависимости показывают, что при одной и той же геологической неоднородности продуктивность и удельная продуктивность по залежам первой группы объектов выше, чем по залежам второй. Графики зависимостей удельной продуктивности от геологической неоднородности для первой и второй групп объектов практически параллельны друг другу и отличаются только по абсолютным значениям. Это в основном объясняется различием физико-химических свойств и проявлением неньютоновских свойств по залежам второй группы, приуроченным к яснополянскому надгоризонту Орьебашского и Кузбаевского месторождений и Новохазинской площади Арланского месторождения. [11]
Анализ показал, что в результате постоянного разукрупнения блоков, а также широкого развития очагового заводнения доля нагнетательных скважин в эксплуатационном фонде постоянно возрастала и составляет от 20 до 35 %, т.е. на каждую нагнетательную скважину приходится от 1 8 до 5 добывающих по первой группе объектов и до 47 % - по второй. Приемистость нагнетательных скважин первой группы объектов при таком ужесточении системы заводнения снижается, хотя дебиты добывающих скважин возрастают. Приемистость нагнетательных скважин этой группы, несмотря на высокую проницаемость, намного меньше и не превышает в среднем 300 м3 / сут. Для этих залежей характерна слабая изменчивость приемистости при увеличении доли нагнетательных скважин. [12]
Анализ показал, что в результате постоянного разукрупнения блоков, а также широкого развития очагового заводнения доля нагнетательных скважин в эксплуатационном фонде постоянно возрастала и составляет от 20 до 35 %, т.е. на каждую нагнетательную скважину приходится от 1 8 до 5 добывающих по первой группе объектов и до 47 % - по второй. Приемистость нагнетательных скважин первой группы объектов при таком ужесточении системы заводнения снижается, хотя дебиты добывающих скважин возрастают. Приемистость нагнетательных скважин этой группы, несмотря на высокую проницаемость, намного меньше и не превышает в среднем 300 м3 / сут. Для этих залежей характерна слабая изменчивость приемистости при увеличении доли нагнетательных скважин. [13]
Влияние геологической неоднородности значительно усиливается при превышении запаса на скважину критического значения. Анализ, проведенный по 1050-ти скважинам залежей первой группы объектов показал, что предельные запасы на одну скважину для этой группы составляют 300 тыс. т от геологических запасов. Превышение этой величины в любых случаях ведет к снижению нефтеотдачи. Офдт - средний запас нефти, приходящийся на скважину. После введения / сзап в рассматриваемую зависимость ее связь с нефтеотдачей усиливается. [14]
Таким образом, выделенные по геолого-физической характеристике группы объектов четко отражают динамику нефтеотдачи. Выделение отдельных подгрупп по геологической неоднородности позволяет провести дополнительную дифференциацию текущей и конечной нефтеотдач. Для первой группы объектов выделенные по геологической неоднородности подгруппы показывают четкую зависимость снижения текущей и конечной нефтеотдач с ростом геологической неоднородности. По второй группе динамика текущей нефтеотдачи для выделенных подгрупп менее однозначна, что, по-видимому, связано со значительным влиянием в этот период технологии разработки. Однако при обводненности свыше 70 % текущая и конечная нефтеотдачи четко ранжированы по геологической неоднородности. [15]
Страницы: 1 2