Cтраница 2
Ср - средний коэффициент продуктивности скважины, определяемый во время добычи нефти; п0 - общее число скважин, включая добывающие и нагнетательные; рсн и рсэ - забойные давления нагнетательных и добывающих скважин; р - функция производительности скважины; - коэффициент, учитывающий долю времени эксплуатации в общем времени и снижение производительности системы скважин из-за зональной неоднородности продуктивных пластов. [16]
Резерв производительности может быть пассивным, например, за счет многорядного размещения добывающих скважин; и может быть активным за счет временного уменьшения депрессии и репрессии - за счет уменьшения разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин. [17]
Ради простоты все объекты имеют одинаковые сетки добывающих и нагнетательных скважин с одинаковой площадью на скважину, с одинаковой схемой площадного заводнения ( с одинаковым соотношением добывающих и нагнетательных скважин), с одинаковой разностью забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин. [18]
Кзн - коэффициент использования подвижных запасов нефти за начальную безводную стадию; Кг - конечный максимально возможный коэффициент использования подвижных запасов нефти при фиксированных условиях работы добывающей скважины ( при фиксированных величинах Рт и Р - забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин); ( 1 - А) - текущий дебит нефти в долях начального максимального ( амплитудного) дебита; А - относительное снижение дебита нефти, а также А - расчетная доля агента в дебите жидкости; К3н и К зависят от неоднородности по проницаемости нефтяных пластов, а их соотношение Кзн / Кз в может быть показателем неоднородности, вернее, однородности, поскольку при увеличении неоднородности оно уменьшается. [19]
Эти коэффициенты могут изменяться любым практически возможным образом в зависимости от фактически проведенных мероприятий: бурения и ввода в действие скважин, изменения схемы заводнения и соотношения добывающих и нагнетательных скважин, изменения соотношения подвижностей вытесняющей воды и вытесняемой нефти, повышения продуктивности скважин, изменения забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин. Мероприятия могут осуществляться равномерно плавно или неравномерно скачкообразно, детерминированно и случайно. Все это разнообразие наше уравнение учитывает и поэтому может математически описывать любые фактически наблюдаемые закономерности добычи нефти. [20]
При разработке нефтяных пластов пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности приходится отыскивать и использовать все возможности увеличения дебитов нефти добывающих скважин и общего дебита нефти всей системы скважин. Общий дебит нефти прямо пропорционален разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин. [21]
Для обеспечения экономической рентабельности необходимо устойчивое долговременное увеличение дебитов нефти. Для этого соответственно необходимо максимальное увеличение разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин. [22]
Среди проводимых технических мероприятий есть с известным удельным технологическим эффектом, и остается только учесть конкретные условия и масштабы применения. Например, таким мероприятием является увеличение разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин, если забойное давление нагнетательных остается ниже давления гидроразрыва пластов, а забойное давление добывающих остается выше давления насыщения нефти газом. [23]
Переход от весовых дебитов и накопленных отборов жидкости к расчетным дебитам и накопленным отборам жидкости исключает влияние различия физических свойств нефти и вытесняющей воды, остается влияние зональной и послойной неоднородности по проницаемости нефтяных пластов и влияние проводимых технических мероприятий. Среди мероприятий главным является бурение скважин и осуществление системы заводнения, затем изменение разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин и изменение схемы размещения и соотношения добывающих и нагнетательных скважин. [24]
И эти силы в неоднородной пористой среде ( в условиях микронеоднородности) захороняют часть нефти, превращают ее в неподвижную остаточную. Сдвинуть эту нефть самыми большими гидродинамическими градиентами давления, создаваемыми за счет увеличения разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин, совершенно невозможно. [25]
Амплитудный дебит может меняться ( снижаться) из-за движения бурения скважин от участков повышенной к участкам пониженной эффективной толщины, при разделении эксплуатационного объекта на более мелкие с меньшей эффективной толщиной, при нехватке объема закачиваемой воды и снижении забойного давления нагнетательных скважин, при одновременном снижении забойного давления добывающих скважин ниже уровня давления насыщения нефти газом, разгазировании и снижении коэффициентов продуктивности по нефти. Наоборот, амплитудный дебит может увеличиваться при необходимом увеличении объема закачиваемой воды, повышении забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин, повышении коэффициентов продуктивности по нефти. [26]
Таким образом, применение известного способа по сравнению с новым вызывает дополнительное снижение общего дебита нефти, количественно характеризуемое двумя коэффициентами K Xihz. Один из них К показывает дополнительное относительное снижение дебита нефти даже в условиях удержания забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин на постоянных уровнях и необходимого резкого увеличения закачки газа. Это снижение дебита нефти происходит сверх того, которое вызвано загазовыванием более проницаемых слоев нефтяных пластов. [27]
Эффективность гидроразрывов будем определять не для отдельных обособленных скважин, а для системы совместно работающих добывающих и нагнетательных скважин, для типичного элемента этой системы. Эта эффективность выражается в уменьшении общего фильтрационного сопротивления или, при соблюдении постоянной разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин Рт - Рсэ const, в увеличении общего дебита жидкости и общего дебита нефти. [28]
Эта доля зависит от микронеоднородности пористой породы нефтяных пластов и капиллярных сил, возникающих в порах на контакте нефти и воды. При этом возникают значительные градиенты капиллярного давления, намного превосходящие градиенты давления, создаваемые за счет разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин, возникает гипернестационарный быстропротекающий процесс микрофильтрации, и капиллярные силы замыкают ( захороняют) остаточную нефть. [29]
При проектировании разработки нефтяных залежей и месторождений обязательно должна проводиться всесторонняя комплексная оптимизация, охватывающая колоссальное число расчетных вариантов разработки. Чтобы значительно уменьшить число расчетных вариантов, надо упорядочить оптимизацию: сначала выбрать геометрию сетки скважин, затем определить схему заводнения и соотношение добывающих и нагнетательных скважин, определить забойные давления нагнетательных и добывающих скважин и тем самым установить амплитудный дебит на одну скважину проектной сетки, а после этого определить рациональное общее число скважин проектной сетки, т.е. определить рациональную плотность этой сетки скважин, и определить рациональную предельную максимальную долю агента в дебите добывающей скважины. [30]