Cтраница 2
Здесь q0 и Q0 - амплитудный дебит и начальные извлекаемые запасы нефти в расчете на одну пробуренную и введенную в работу скважину; п0 - общее число пробуренных и введенных в работу скважин. [16]
Расчетный дебит жидкости в долях амплитудного дебита равен единице минус расчетный накопленный отбор жидкости в долях расчетного, введенного в разработку начального извлекаемого запаса жидкости. [17]
Далее было установлено влияние увеличения амплитудного дебита скважины в 10 раз с ql0 0 01 млн т / год до J ОДО млн т / год. Сравнение вариантов показывает ( вариантов 8, 9, 10 11 с вариантами 12, 13 14, 15 табл. 2.17), что при этом в 530 / 430 1 233 раза уменьшается рациональное число скважин проектной сетки, в 171 263 / 16 435 10 421 s 10 раз уменьшается общее число скважин-дублеров, с 0 925 до 0 910 уменьшается рациональная предельная обводненность добывающих скважин, при этом извлекаемые запасы нефти почти не увеличиваются ( с 48 686 млн т до 48 900 млн т или всего на 0 4 %), а извлекаемые запасы жидкости уменьшаются ( за счет уменьшения отбора воды) с 129 054 млн т до 120 580 млн т или на 7 %, а экономическая эффективность увеличивается в 2034 719 / 697 959 2 915 3 раза. [18]
Средний дебит нефти представляет собой произведение амплитудного дебита на среднюю долю нефти в суммарном отборе жидкости. При объединении нефтяных пластов обычно происходит увеличение неравномерности вытеснения нефти закачиваемой водой, и поэтому уменьшается доля нефти в суммарном отборе жидкости. [19]
Поэтому сравнение текущих дебитов жидкости с амплитудным дебитом приближенно показывает уже запроектированное необходимое форсирование отбора жидкости. Как видно из табл. 6.3, 6.4, 6.5, 6.6 и 6.7, при проведении контроля по скважинам предельной обводненности Л2 0 98 при средней вязкости нефти ( при коэффициенте различия физических свойств Но 3) форсирование отбора жидкости достигает 1 3 раза, при повышенной и высокой вязкости нефти ( при коэффициенте различия Цо 30 и ц 300) форсирование отбора жидкости достигает 4 раз. Как видно из табл. 6.8, при отсутствии контроля по скважинам предельной обводненности Л2 0.98 необходимое форсирование по скважинам при ( До 3 достигает 1 5 раза, при Цо 30 достигает 8 - 12 раз, а при 0о 300 достигает 15 - 30 раз. [20]
Как было установлено, при обычном заводнении амплитудный дебит на одну скважину jr / 0 0 0109 млн. т / год. [21]
Обычно бывает, что проще всего увеличить амплитудный дебит нефтяной залежи путем бурения скважин на сгущение сетки скважин. Бурение на неразбуренной части нефтяной залежи обычно увеличивает не только амплитудный дебит, но и действительно разрабатываемые начальные извлекаемые запасы нефти, то есть вводит в разработку прежде неразрабатываемую часть начальных извлекаемых запасов нефти. [22]
В предыдущих разделах не была определена величина амплитудного дебита рассматриваемой нефтяной залежи. [23]
Каждый элемент характеризуется дебитом ( точнее, амплитудным дебитом) добывающей скважины, объемом запасов нефти ( точнее, подвижных запасов) и неоднородностью трубок тока по производительности и скорости вытеснения нефти. [24]
Далее в первом варианте, т.е. при амплитудном дебите ql 0 01 млн т / год, цо 2 и и 2400, определим максимальный показатель дисконтирования К, при котором экономическая эффективность Э равна нулю. [25]
Отметим, что все упомянутые сомножители, образующие амплитудный дебит, могут изменяться во времени любым практически возможным образом. [26]
В эти уравнения в качестве основных параметров входят амплитудный дебит и начальные запасы: нефти, жидкости и сква-жино-лет работы. Эти уравнения в виде сплайн-функций первой степени могут математически описывать фактически наблюдаемые на нефтяных залежах закономерности. [27]
При переходе от одного периода к другому происходят изменения амплитудных дебитов и начальных извлекаемых запасов для нефти и для расчетной жидкости, могут изменяться соотношения амплитудных дебитов у расчетной жидкости и нефти, могут изменяться соотношения начальных извлекаемых запасов у расчетной жидкости и нефти. Удельный амплитудный дебит нефти может уменьшаться или увеличиваться в связи с уменьшением или увеличением потребности в нефти, но это будет ясно видно по увеличению или уменьшению забойного давления, по уменьшению или увеличению депрессии на нефтяные пласты; удельный амплитудный дебит нефти может уменьшиться, если бурение скважин перешло на значительно менее продуктивный участок нефтяной залежи; может уменьшиться, если значительно снизилось качество бурения скважин и происходит засорение прискважинной зоны нефтяных пластов, если низкое качество эксплуатации и во время эксплуатации сильно засоряются при-скважинные зоны пластов; наоборот удельный амплитудный дебит нефти увеличится, если проводятся гидравлические разрывы пластов, но при этом может возрасти расчетная доля посторонней воды и некоторая часть скважин выйдет из строя, а вместо них придется бурить новые скважины-дублеры; удельный амплитудный дебит нефти может уменьшиться из-за значительного снижения забойного давления ниже давления насыщения, а при высоком газосодержании нефти и низком минимальном забойном давлении фонтанирования безводной нефтью ( значительно ниже давления насыщения) такое может произойти самопроизвольно. [28]
По полученным формулам видно, что при большом снижении амплитудного дебита и не очень большом увеличении извлекаемых запасов нефти время выравнивания вариантов сильно увеличивается, момент выравнивания вариантов надолго задерживается. [29]
Поэтому надо отыскивать их рациональное сочетание, когда произведение амплитудного дебита и средней доли нефти увеличивается. [30]