Cтраница 1
Расчетный дебит жидкости в долях амплитудного дебита равен единице минус расчетный накопленный отбор жидкости в долях расчетного, введенного в разработку начального извлекаемого запаса жидкости. [1]
Аналогичная закономерность снижения расчетного дебита жидкости в зависимости от расчетного накопленного отбора жидкости при фиксированных условиях разработки нефтяной залежи ( объекта, площади, участка) в виде прямой линии, наклонной к оси абсцисс - к оси расчетного накопленного отбора жидкости, которая показывает снижение расчетного дебита жидкости и выделяет потенциально возможный расчетный суммарный отбор жидкости или расчетные начальные извлекаемые запасы жидкости. В расчетный дебит жидкости входит весовой дебит вытесняющего агента, поделенный на коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющего агента; аналогично в расчетный накопленный отбор жидкости входит весовой накопленный отбор агента, поделенный на коэффициент различия физических свойств нефти и агента. При обратном переходе от расчетного дебита агента к весовому расчетный дебит агента умножают на коэффициент различия физических свойств; аналогично при обратном переходе от расчетного накопленного отбора агента к весовому расчетный накопленный отбор агента умножают на коэффициент различия физических свойств. [2]
Аналогично получаются формулы для динамики изменения расчетного дебита жидкости и для динамики изменения числа работающих скважин. [3]
В случае занижения забойных давлений будут завышены расчетные дебиты жидкости, поэтому точность расчета забойных давлений приобретает практический интерес. [4]
Представленные линейные закономерности для дебита нефти, расчетного дебита жидкости и числа работающих скважин, справедливые при фиксированных условиях разработки нефтяной залежи, в случае нефиксированных изменяющихся условий разработки вполне обоснованно можно преобразовать в сплайн-функции первой степени, которые способны описать любые фактически наблюдающиеся закономерности - постепенный рост, стабилизацию, падение и постепенное снижение. Начальные извлекаемые запасы могут меняться во времени не только из-за постепенного разбуривания залежи, но также по причине изменения ( усовершенствования) технологии эксплуатации скважин. [5]
При фиксированных условиях эксплуатации в первый безводный период расчетный дебит жидкости равен дебиту нефти, а во второй водный период дебит нефти линейно снижается, а расчетный дебит жидкости остается неизменным вплоть до выключения скважины из работы. Кстати, по фактической эксплуатации скважин, по соотношению весового и расчетного отборов агента определяют фактический коэффициент различия физических свойств; и по соотношению безводного накопленного отбора нефти и потенциально возможного накопленного отбора нефти определяют фактическую расчетную послойную неоднородность нефтяных пластов или общую неравномерность вытеснения нефти агентом. [6]
Аналогично закономерности снижения дебита нефти и закономерности снижения расчетного дебита жидкости по нефтяной залежи при фиксированных условиях ее разработки существует закономерность снижения числа работающих скважин. [7]
Здесь 7 к2 - текущий дебит жидкости; qWF - текущий расчетный дебит жидкости; ц0 - коэффициент, учитывающий различие физических свойств нефти и вытесняющего агента в пластовых условиях; QwFn - - накопленный расчетный отбор жидкости к рассматриваемому текущему моменту времени; QWFo - введенные в разработку расчетные начальные извлекаемые запасы жидкости. [8]
Затем для / - го года определяем дебит нефти /, расчетный дебит жидкости C JT и другие технологические показатели. [9]
Как видно, при it - 5 по сравнению с it средний расчетный дебит жидкости уменьшается в 2 33 раза, средний дебит нефти уменьшается в 1 49 раза, а извлекаемые запасы нефти увеличиваются в 1 04 раза. По сравнению со стационарным воздействием извлекаемые запасы нефти увеличиваются в 1 05 раза. [10]
Таким образом, за скобки вынесено влияние различия физических свойств нефти и вытесняющей воды и оставлено влияние на форму кривой удельного расчетного дебита жидкости при фиксированных условиях разработки только послойной и зональной неоднородности пластов по проницаемости, а также геометрической неравномерности вытеснения нефти. [11]
При фиксированных условиях эксплуатации в первый безводный период расчетный дебит жидкости равен дебиту нефти, а во второй водный период дебит нефти линейно снижается, а расчетный дебит жидкости остается неизменным вплоть до выключения скважины из работы. Кстати, по фактической эксплуатации скважин, по соотношению весового и расчетного отборов агента определяют фактический коэффициент различия физических свойств; и по соотношению безводного накопленного отбора нефти и потенциально возможного накопленного отбора нефти определяют фактическую расчетную послойную неоднородность нефтяных пластов или общую неравномерность вытеснения нефти агентом. [12]
На рис. 2.28 - 3 показана характеристика использования запасов нефти в виде двух кривых: удельного дебита нефти на пробуренную скважину в зависимости от накопленного отбора нефти и удельного расчетного дебита жидкости на пробуренную скважину в зависимости от накопленного расчетного отбора жидкости. Кроме того, на рис. 2.28 - 4 показана величина Д - находящейся в эксплуатации доли нефтяного месторождения. Видно, что месторождение постепенно входило в разработку и постепенно выбывало из разработки. [13]
Аналогичная закономерность снижения расчетного дебита жидкости в зависимости от расчетного накопленного отбора жидкости при фиксированных условиях разработки нефтяной залежи ( объекта, площади, участка) в виде прямой линии, наклонной к оси абсцисс - к оси расчетного накопленного отбора жидкости, которая показывает снижение расчетного дебита жидкости и выделяет потенциально возможный расчетный суммарный отбор жидкости или расчетные начальные извлекаемые запасы жидкости. В расчетный дебит жидкости входит весовой дебит вытесняющего агента, поделенный на коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющего агента; аналогично в расчетный накопленный отбор жидкости входит весовой накопленный отбор агента, поделенный на коэффициент различия физических свойств нефти и агента. При обратном переходе от расчетного дебита агента к весовому расчетный дебит агента умножают на коэффициент различия физических свойств; аналогично при обратном переходе от расчетного накопленного отбора агента к весовому расчетный накопленный отбор агента умножают на коэффициент различия физических свойств. [14]
Аналогичная закономерность снижения расчетного дебита жидкости в зависимости от расчетного накопленного отбора жидкости при фиксированных условиях разработки нефтяной залежи ( объекта, площади, участка) в виде прямой линии, наклонной к оси абсцисс - к оси расчетного накопленного отбора жидкости, которая показывает снижение расчетного дебита жидкости и выделяет потенциально возможный расчетный суммарный отбор жидкости или расчетные начальные извлекаемые запасы жидкости. В расчетный дебит жидкости входит весовой дебит вытесняющего агента, поделенный на коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющего агента; аналогично в расчетный накопленный отбор жидкости входит весовой накопленный отбор агента, поделенный на коэффициент различия физических свойств нефти и агента. При обратном переходе от расчетного дебита агента к весовому расчетный дебит агента умножают на коэффициент различия физических свойств; аналогично при обратном переходе от расчетного накопленного отбора агента к весовому расчетный накопленный отбор агента умножают на коэффициент различия физических свойств. [15]