Расчетный дебит

Cтраница 3

Величины этих утечек, размазанные по площади, дают величину инфильтрации в м / сут на 1 м2 площади. Другим приближенным способом является способ определения величины инфиль-трациошого питания по разности фактического и расчетного дебита дренажа, примененного для отдельных участков подтопленной территории с четкой определенной расчетной гидрогеологической схемой. [31]

В качестве примера расчета технологической эффективности по зависимостям падения среднесуточного дебита нефти во времени ( 5.12, 5.13, 5.14) на рис. 5.6 представлена зависимость фактической ( ]) и прогнозной ( 2) добычи нефти от времени для участка месторождения, разрабатываемого с применением теплового метода воздействия на пласт. Расчетные дебиты при этом были получены для первой модели ввиду наименьшего значения среднеквадратичного отклонения расчетных дебитов от фактических. [32]

В формулы динамики введены корректирующие поправки, учитывающие ухудшение процесса по сравнению с идеальными условиями: из-за частичной негерметичности скважин, неполной утилизации попутной воды, оттока некоторой части закачиваемой воды во внешнюю водоносную область. Также в формулах учитывается снижение дебита нефти вследствие зональной неоднородности пластов, резервируется некоторая часть расчетного дебита из-за возможной неточности использованной информации. Включение в формулы поправок не позволяет потерять из виду соответствующие негативные явления, требует их определения по фактической информации рассматриваемого месторождения, с учетом аналогии по другим давно разрабатываемым месторождениям. [33]

Таким образом, в силу всех сделанных допущений во всей области фильтрации задана система линий тока. Это, согласно вариационным принципам теории фильтрации, приводит к заниженному по сравнению с истинным расчетному дебиту несовершенной скважины. [34]

Прерывистое строение продуктивных пластов обусловливает извилистость потока жидкости в пласте. Из-за прерывистости пласта удлиняется путь движения жидкости и увеличиваются внешние фильтрационные сопротивления, а следовательно, уменьшается расчетный дебит залежи. [35]

По соотношению таких коэффициентов продуктивности ( начального и текущего) определяют для каждого текущего момента времени текущее ( по сравнению с начальным) дополнительное увеличение соотношения подвижностей агента ( обычно воды) и нефти. Полученные уточненные коэффициенты различия физических свойств надо использовать для перехода от весовых дебитов и накопленных отборов жидкости к расчетным дебитам и накопленным отборам. [36]

В других опробованных откачками точках допускается двухкратная экстраполяция опытного расхода. В тех случаях, когда фактический дебит при опробовании превышает расчетный ( проектный), для обоснования запасов принимается расчетный дебит. [37]

Среднее значение этих параметров устанавливается по достаточно большому числу скважин. С учетом полученного коэффициента различия физических свойств нефти и воды совершается переход от весовых дебитов и отборов воды к расчетным дебитам и отборам воды, соответственно от весовых дебитов и отборов жидкости, состоящей из нефти и воды, к расчетным дебитам и отборам жидкости. [38]

График для Лорректировй-ния значений коэффициента призабой-ной эакупоренности. 3. [39]

Следует заметить, что полученные величины фактического и потенциального дебитов оказались значительно ниже принятого в расчете среднего дебита. Это расхождение закономерно, во-первых, за счет создания в начальный момент притока депрессии, немного большей 20 кгс / см2, во-вторых, расчетный дебит при депрессии 20 кгс / см2 будет получен только после длительной эксплуатации с достижением стационарного режима, а средний дебит испытания - по данным кратковременного вызова притока. [40]

Методика воспроизведения истории и прогноза разработки нефтегазовых залежей с подошвенной водой включает ( для большинства залежей такого вида) расчет предельных безводных и безгазовых дебитов скважин в условиях двухстороннего напора при условном разделении потока на две области ( для напоров со стороны воды и со стороны газа) с корректировкой параметров залежи ( пористости, проницаемости и других) по данным эксплуатации. Второй составной частью указанной методики является воспроизведение истории и прогноз процесса разработки залежи в целом на специальной электрической квазиобъемной модели при заданных фактических или расчетных дебитах нефти ( жидкости) и газа из залежи. Для этой цели может использоваться квазиобъемная трехслойная модель нефтегазовой залежи с подошвенной водой, созданная на базе, например, установки УСМ-1. Электромоделирование обеспечивает определение при разработке нефтегазовой залежи перемещения контактов и изменения давления по участкам залежи во времени с учетом взаимодействия нефтяного слоя, газовой шапки и водонапорной системы. В качестве основных ориентиров для воспроизведения истории разработки нефтегазовой залежи рекомендуется фактическое перемещение газонефтяного контакта во времени ( при изменении давления в пределах точности измерений) или перемещение контакта и изменение давления одновременно. [41]

С учетом идеи ( расчетной схемы) о точечной сосредоточенности фильтрационных сопротивлений ( в точках расположения добывающих и нагнетательных скважин) довольно просто и с хорошей точностью учитывается с помощью специального коэффициента различие физических свойств ( подвижности и плотности) вытесняющего агента и нефти. Таким образом, за скобки выносится различие физических свойств пластовых жидкостей, для расчетных ( разноцветных) жидкостей выполняются основные расчеты, получаются весовые дебиты ( отборы) нефти и расчетные дебиты ( отборы) вытесняющего агента, а затем полученные расчетные отборы вытесняющего агента обратно переводят в реальные весовые. [42]

В могут быть отнесены дебиты проектных скважин, удаленных на двухкратное расстояние от опробованных. Для месторождений второй группы к категории А могут быть отнесены только проектные дебиты опробованных скважин ( также если их дебит при опробовании составлял не менее 50 % расчетного), а к категории В - расчетные дебиты проектных скважин смежных с опробованными. Для месторождений третьей группы запасы категории А могут быть оценены только по фактическому дебиту опытно-эксплуатационной откачки, проведенной при стабильном гидродинамическом и гидрохимическом режимах при условии доказательства возможности сохранения установленной стабильности на расчетный срок эксплуатации, а запасы категории В - также по фактическому дебиту опытно-эксплуатационной откачки, проводимой при нестационарном режиме, если доказана возможность получения данного количества воды кондиционного качества на весь расчетный срок эксплуатации. [43]

Но такая простая непосредственная интерпретация второй зависимости ( текущего дебита жидкости на пробуренную скважину от накопленного отбора жидкости) вполне возможна при небольшом различии нефти и вытесняющей воды по подвижности и плотности. А при большом различии, когда интегральный коэффициент различия физических свойств ( подвижности и плотности) равен 3 и более, надо переходить от весовой жидкости к расчетной жидкости - от весовых дебитов и отборов к расчетным дебитам и отборам, вынося за скобки влияние различия физических свойств в виде упомянутого коэффициента различия физических свойств, затем строить кривую, выделять прямолинейные отрезки, экстраполировать и интерпретировать. В методике проектирования разработки нефтяных месторождений основные наиболее сложные расчеты, учитывающие влияние неоднородности пластов по проницаемости и всех факторов, усугубляющих неравномерность вытеснения нефти водой, а также учитывающие динамику пробуривания и осуществления различных технических мероприятий, делают для расчетной жидкости; в методике существует прямой и обратный переход от весовой жидкости к расчетной и от расчетной к весовой. [44]

Страницы: 1 2 3 4