Cтраница 3
Здесь r q0 / Q0, q0 и Q0 - соответственно амплитудный дебит одной скважины и начальные извлекаемые запасы нефти всей залежи при одинаковой разности пластового и забойного давлений. [31]
Важно отметить, что коэффициенты Я и Я, учитывающие изменение амплитудного дебита для групп скважин, дающих нефть второго и третьего сортов, могут быть не только понижающие, но и повышающие. Например, нефть вытесняется закачиваемой водой, добывающие скважины эксплуатируют фонтанным способом, по мере их обводнения растут и:: забойные давления и соответственно для этой группы скважин снижается амплитудный дебит. Другой пример: нефть обладает высокой вязкостью, по мере обводнения скважин при условии сохранения их забойного давления должна резко возрастать их производительность, но применяемые глубинные насосы имеют ограниченную подачу, которая меньше необходимой, поэтому по мере обводнения растет забойное давление и соответственно уменьшается амплитудный дебит. Пример другого рода: в нагнетательные скважины сначала закачивают газ высокого давления с целью создания газовой оторочки рациональных ограниченных размеров, а затем воду; при подходе газовой оторочки к добывающим скважинам увеличивается газовый фактор, соответственно уменьшается плотность добываемой жидкости и снижается забойное давление, соответственно увеличивается амплитудный дебит. [32]
В этой формуле q - текущий дебит скважины; qQ - ее амплитудный дебит; Qo - ее начальный упругий запас жидкости; t - время после начала эксплуатации скважины. [33]
На разрабатываемых нефтяных залежах по результатам эксплуатации в целом по залежи определяют фактический амплитудный дебит и запасы нефти и жидкости; по ячейкам скважин устанавливают коэффициенты продуктивности и фактическое отрицательное влияние зональной неоднородности пластов; по характеру обводнения добывающих скважин определяют неравномерность вытеснения нефти агентом. [34]
В памяти ЭВМ фиксируется совокупность проектных добывающих скважин с вероятностным различием по амплитудному дебиту, темпу отбора извлекаемых запасов нефти и темпу обводнения, и совокупность нагнетательных скважин с вероятностным различием по закачке воды. В дальнейшем по мере бурения и исследования конкретных проектных скважин появляются конкретные достоверные значения коэффициента продуктивности и эффективной толщины нефтяных пластов. С учетом этого по добывающим скважинам пропорционально корректируют их дебиты, извлекаемые запасы нефти, темп отбора извлекаемых запасов и темл обводнения; по нагнетательным скважинам пропорционально корректируют их закачку. [35]
В памяти ЭВМ фиксируется совокупность проектных добывающих скважин с вероятностным различием по амплитудному дебиту, темпу отбора извлекаемых запасов нефти и темпу обводнения и совокупность нагнетательных скважин с вероятностным различием по закачке воды. [36]
Если нефтяная залежь фактически продолжительное время находится в разработке, то в формулу амплитудного дебита удобно ввести постоянный коэффициент С, легко определяемый по фактическим данным. [37]
На втором и последующих этапах проектирования разработки нефтяной залежи вполне естественно уменьшается неточность определения амплитудного дебита, поскольку влияние неоднородности и прерывистости пластов уже оценено по работе большого числа скважин, уже существует и эксплуатируется значительная часть всего проектного фонда скважин. На таких этапах проектирования заметной становится неточность определения начальных извлекаемых запасов нефти. Соответственно в это время обычно проводят работы по пересчету и уточнению запасов нефти. [38]
Рассмотрим пограничный случай, когда применение нового метода увеличения нефтеотдачи пластов, несмотря на снижение амплитудного дебита скважин, не приводит к уменьшению общего экономического эффекта. [39]
А теперь обратим свое внимание на понижающий коэффициент ( меньше единицы), имеющийся в формуле амплитудного дебита, обеспечивающий ( при условии выполнения запроектированной технологии) 90 % - ную надежность проектной добычи нефти. [40]
Как видно, увеличение начальных извлекаемых запасов нефти на 10 % оказывается экономически эффективным при снижении амплитудного дебита до 2 раз; увеличение запасов нефти на 30 % оказывается эффективным при снижении амплитудного дебита до 4 раз; увеличение запасов на 50 % оказывается эффективным при снижении амплитудного дебита до 8 раз. [41]
Вариант разработки Ромашкинского месторождения, запроектированный институтом ВНИИнефть в Генсхеме 1955 года, характеризуется постоянным отношением амплитудного дебита всех пробуренных скважин к начальным извлекаемым запасам нефти, введенным в разработку. [42]
Идею расчета разработки нефтяной залежи отдельно по сортам нефти сначала покажем на формулах без учета снижения амплитудного дебита, то есть без учета Kq - коэффициента угнетения добычи нефти. [43]
Идею расчета разработки нефтяной залежи отдельно по сортам нефти сначала покажем на формулах без учета снижения амплитудного дебита, то есть без учета Я. [44]
Для анализа результатов разработки Ромашкинского месторождения была использована следующая зависимость - текущий дебит нефти месторождения равняется амплитудному дебиту одной скважины, умноженному на число пробуренных и введенных в работу скважин и еще умноженному на оставшуюся долю введенных в разработку извлекаемых запасов нефти, причем эта доля равна единице минус отношение накопленного отбора нефти к введеным в разработку начальным извлекаемым запасам нефти. [45]