Cтраница 1
Текущие дебиты нефти находятся на уровне 3 5 - 4 т / сут. Средний дебит по жидкости стабильно удерживается на уровне 24 м3 / сут. Средняя приемистость одной нагнетательной скважины изменяется от 80 до 132 м3 / сут. Разработка месторождения является примером осуществления рациональной технологии извлечения ТрИЗ при автономной закачке пластовой воды в каждую нагнетательную скважину и плотной сетке скважин. [1]
Текущий дебит нефти должен корректироваться следующим образом. [2]
Для поддержания текущего дебита нефти на уровне 2305 5 м3 / сутки при стабильном абсолютном пластовом давлении 216 92 кГ / см2 необходимо закачивать в пласт 2232 4 м3 воды в сутки. [3]
Получена формула текущего дебита нефти группы залежей как функция накопленного отбора нефти. Однако при проектировании разработки нефтяных залежей ч ще определяют не мгновенные, а интегральные значения за jfaKHe - TO интервалы времени. Поэтому на основе формулы текущего дебита нефти необходимо получить формулу отбора нефти за интервалы времени известной продолжительности. [4]
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. [5]
Де 9н - текущий дебит нефти залежи ( или отдельной площади месторождения), т / год; / 0 - начальный максимальный дебит нефти залежи, т / год; Q0 - начальные извлекаемые запасы нефти, т; t - рассматриваемый момент времени от начала разработки залежи, годы. [6]
По формуле (11.100) определены текущие дебиты нефти в долях начального максимального дебита ( 7 / 7о) в зависимости от текущих извлекаемых запасов нефти в долях начальных ее извлекаемых запасов ( Qo - QA) JQo для нескольких значений коэффициента вариации ( V2), характеризующего неоднородность между нефтяными залежами по средней проницаемости продуктивных пластов. [7]
Так, например, текущие дебиты нефти при расчетах по схеме однородного пласта на 10 - 15 % отличаются от рассчитанного по схеме неоднородного пласта. [8]
С этой целью строится график текущего дебита нефти и жидкости в зависимости от накопленного отбора нефти, причем дебиты нефти и жидкости ( в тоннах в сутки) в пересчете на постоянную депрессию - постоянную разность пластового и забойного давлений. По этому графику можно определить показатель неравномерности вытеснения нефти водой в добывающую скважину, коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющей воды и, возможно, начальную обводненность, связанную с водонефтяной зоной ( ВНЗ) и начальной негерметичностью скважины. По таким графикам, построенным для представительной группы обводненных добывающих скважин, легко можно получить усредненный график, соответствующий в целом всей залежи. Главное, что эти графики, выраженные в относительных безразмерных величинах, показывают однообразие, выявляют устойчивую закономерность. [9]
Таким образом, имеется формула текущего дебита нефти группы залежей, различающихся по средней проницаемости продуктивных пластов. Причем неоднородность залежей задана в довольно общем виде. Затем эта формула преобразована в формулы более простые и удобные для практического применения. [10]
На следующей ( второй) стадии текущий дебит нефти стабилизируется на достигнутом уровне за счет постепенного увеличения амплитудного дебита от минимального значения до максимального. [11]
Эта функция используется для описания снижения текущего дебита нефти при замкнуто-упругом режиме после того, как обычный упругий режим распространяется до границ рассматриваемого участка, которые могут быть литологическими и гидродинамическими. [12]
Первое уравнение, выражающее прямолинейную зависимость текущего дебита нефти от накопленного отбора, известно. Оно следует из показательного закона падения дебита нефти во времени. Уравнение ( 2), выражающее линейную зависимость величины qJQH от накопленного жидкостно-нефтяного фактора QJQ новое, оно строго математически следует из основных формул методики. [13]
Гс, годы ( лет); текущий дебит нефти рассматриваемой нефтяной залежи ( или достаточно большой совокупности совместно работающих добывающих и нагнетательных скважин) обозначим q, т / год; амплитудный ( начальный максимальный) дебит этой же нефтяной залежи ( совокупности скважин) будет д0, т / год, и начальные извлекаемые запасы нефти залежи - О0, т; л0 и п - начальное и текущее число работающих скважин; К3 - суммарный отбор нефти и F - расчетный суммарный отбор жидкости за время разработки нефтяной залежи в долях ее подвижных запасов нефти. [14]
С целью поддержания пластового давления и увеличения текущих дебитов нефти и конечного нефтеизвлечения нефтяные залежи разрабатываются с применением различных методов воздействия. Среди методов воздействия на нефтяные залежи наиболее часто применяется метод поддержания пластового давления ( ППД) закачкой в пласт воды. [15]