Cтраница 3
При фиксированных условиях разработки залежи при переходе от одного года к другому темп снижения текущего дебита нефти равен темпу отбора текущих извлекаемых запасов нефти. [31]
При составлении технологических схем и проектов разработки нефтяных месторождений определяются такие технологические показатели, как текущие дебиты нефти и жидкости и их изменение во времени, общее количество отобранной нефти и воды и некоторые другие. Известно, что учет неоднородности пласта по проницаемости, а также соотношения вязкостен движущихся жидкостей позволяет точнее определить эти показатели. [32]
Указанный отбор нефти из частично обводненных пластов позволяет не только сократить период эксплуатации, но и увеличить как текущий дебит нефти, так и нефтеотдачу пласта. [33]
Третий способ регулирования вытекает из стремления либо продлить период разработки залежи без воздействия на пласт ( путем уменьшения текущих дебитов нефти по скважинам), либо ограничить отборы газа из нефтяных скважин, к которым прорвался газ, путем уменьшения по ним добычи нефти и газа или прекращения их эксплуатации. [34]
Третий способ регулирования вытекает из стремления либо продлить период разработки залежи без воздействия на пласт ( путем уменьшения текущих дебитов нефти по скважинам), либо предотвратить отборы газа из газовой шапки, превышающие допустимые, через нефтяные скважины, к которым прорвался газ, путем ограничения по ним добычи нефти и газа или прекращения их эксплуатации. Очевидно, что этот путь не решает задачи регулирования разработки нефтегазовых залежей кардинально и может применяться только как временная мера. Поэтому он не является эффективным средством обеспечения рациональной эксплуатации залежей в течение более или менее длительного времени. Кроме приведенных общих способов регулирования разработки нефтегазовых залежей ( для обоих выделенных видов), можно на основании теоретических соображений и опыта разработки предложить дополнительные способы, пригодные либо только для нефтегазовых залежей с краевой водой, либо для залежей с подошвенной водой. [35]
При режиме заводнения нефтяных пластов ( конкретно, при стационарном заводнении) показательная функция ( приближенно) описывает снижение текущего дебита нефти по отдельному элементу нефтяной залежи ( по отдельной добывающей скважине, взятой вместе с эксплуатируемым ею объемом нефтяных пластов), которое происходит после завершения начальной безводной стадии. [36]
Коэффициенты продуктивности в основном составляли 2 2 - 7 1 т / сутки - ( кГ / см2), текущие дебиты нефти по скважинам - в пределах от 29 до 58 т / сутки. В процессе эксплуатации в добываемой продукции большинства скважин отмечен вынос песка, что осложняло режим работы скважин и было в известной степени ограничивающим фактором для увеличения их дебитов. [37]
Для сцементированных пластов совместный или раздельный отбор нефти и воды из залежей с подошвенной водой рекомендуется в качестве средства повышения текущих дебитов нефти и обеспечения более широкого диапазона изменения дебита жидкости для стабилизации положения газонефтяного контакта. В случае слабосцементированных пластов реализация этого средства требует предварительного решения вопроса о креплении призабойных зон пласта с целью предотвращения выноса песка. [38]
Подсчитать объем суточной закачки воды в продуктивный пласт месторождения Рокуэл, необходимый для стабилизации забойного давления к концу четвертого периода разработки, сохранив текущий дебит нефти. [39]
Приведенные значения для х показывают, что время, необходимое для эквивалентного приближения к ассимптотическим конечным давлениям, не зависит по существу от текущего дебита нефти. Эффект сжимаемости нефти показан пунктирной кривой при г 0 4, для которого KKpi взято 0 06 соответственно сжимаемости, в два раза большей по отношению к принятой для сплошных кривых. [40]
Приведенные значения для х показывают, что время, необходимое для эквивалентного приближения к ассимптотическим конечным давлениям, не зависит по существу от текущего дебита нефти. [41]
Если затрубное давление соответствует столбу жидкости над обнаженным забоем песчаника, даже при трубках, спущенных ниже кровли песчаника, любые изменения при том же текущем дебите нефти, которые можно наблюдать в величине газового фактора, следует рассматривать как недостоверные. Эти изменения следует отнести к перераспределению общего количества газа, выделившегося из газовой зоны, между утечкой через обсадные трубы и выделением из ствола скважины через фонтанные трубки. Повидимому, не существует иного решения этого вопроса, если придерживаться основного положения, что течение нефти или газа из продуктивных песчаников данной геометрии, проницаемости и давления резервуара определяется только величиной противодавления, которое поддерживается на обнаженном забое песчаника, открытого в ствол скважины. [42]
На практике при изменяющихся нефиксированных условиях разработки залежи10 есть много технических средств, которые, несмотря на уменьшение текущих извлекаемых запасов нефти, позволяют замедлять падение, стабилизировать и даже увеличивать текущий дебит нефти. Эти средства, увеличивая текущий дебит нефти, одновременно увеличивают темп отбора текущих извлекаемых запасов нефти. [43]
Результаты подробных расчетов большого числа вариантов разработки различных залежей нефти показали, что закономерность падения добычи нефти во всех рассмотренных случаях вполне удовлетворительно выражается формулой показательной функции и соответствует прямо пропорциональной зависимости текущего дебита нефти от текущих извлекаемых запасов. С учетом этой зависимости предложен описанный в книге простой, гидродинамически обоснованный и достаточно точный экспресс-метод расчета процесса разработки. [44]
Введем следующие обозначения: рассматриваемый текущий момент времени ( отсчет времени от начала процесса) обозначим t, годы ( лет); среднюю долговечность скважины обозначим Тс, 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) этой же нефтяной залежи ( совокупности скважин) будет q0, т / год и начальные извлекаемые запасы нефти залежи - Q0, т; п0 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. [45]