Cтраница 1
Расчетная добыча при неосуществляемой технологии определяется умножением фактической добычи нефти в данный период разработки на отношение расчетных величин добычи на тот же период разработки при различных технологиях. Дополнительная добыча определяется как разность между фактической добычей и добычей сравниваемого процесса. [1]
КРЯ - годовой коэффициент изменения расчетной добычи жидкости; KV - FK - интегральный коэффициент изменения расчетной добычи жидкости. [2]
При фиксированных условиях разработки нефтяной залежи годовой темп снижения расчетной добычи жидкости примерно вдвое выше годового темпа выбытия скважин, технологически обусловленного в силу природной зональной неоднородности по продуктивности нефтяных пластов. [3]
Величина, заключенная в формуле (8.2) в скобки, представляет собой расчетную добычу, которая имела бы место в планируемом году, если бы добыча из старых скважин прошлого года осталась без изменения, а новые скважины, введенные в прошлом году, эксплуатировались в планируемом году при тех же де-битах полное число дней. Как правило, определить эту расчетную добычу, имея фактические данные ( добычу из старых скважин, количество и средний дебит новых скважин) за предшествующий год, не представляет трудности. При этом число дней работы переходящих новых скважин / р принимается равным / Р 365 / С0, где Ki - коэффициент эксплуатации. [4]
Величина, заключенная в формуле (8.2) в скобки, представляет собой расчетную добычу, которая имела бы место в планируемом году, если бы добыча из старых скважин прошлого года осталась без изменения, а новые скважины, введенные в прошлом году, эксплуатировались в планируемом году при тех же де-битах полное число дней. Как правило, определить эту расчетную добычу, имея фактические данные ( добычу из старых скважин, количество и средний дебит новых скважин) за предшествующий год, не представляет трудности. При этом число дней работы переходящих новых скважин tp принимается равным tp 365K3, где Кэ - коэффициент эксплуатации. [5]
В этой методике принимается, что динамика текущей добычи нефти и расчетная добыча жидкости при неизменных условиях разработки подчиняются показательному закону. В отличие от традиционных методов ХВ, в данном случае отбор жидкости будет снижаться по мере отключения обводненных скважин, что характерно для поздней стадии разработки. Кроме того эта методика учитывает изменяющиеся во времени условия разработки. [6]
КРЯ - годовой коэффициент изменения расчетной добычи жидкости; KV - FK - интегральный коэффициент изменения расчетной добычи жидкости. [7]
В этом перечне отсутствует добыча жидкости, так как гидродинамическая задача, лежащая в основе модели, решалась при условии заданных дебитов жидкости, поэтому расчетная добыча жидкости практически точно повторяет фактическую. [8]
Как видно, относительная среднеквадратичная ошибка достаточно велика: при доле исследованных скважин 0 04 эта ошибка слишком велика и нельзя определять проектную добычу нефти, при доле исследованных скважин 0 09 ошибка велика и проектная добыча по сравнению с расчетной добычей будет уменьшена в 1 7 раза. [9]
Величина, заключенная в формуле (8.2) в скобки, представляет собой расчетную добычу, которая имела бы место в планируемом году, если бы добыча из старых скважин прошлого года осталась без изменения, а новые скважины, введенные в прошлом году, эксплуатировались в планируемом году при тех же де-битах полное число дней. Как правило, определить эту расчетную добычу, имея фактические данные ( добычу из старых скважин, количество и средний дебит новых скважин) за предшествующий год, не представляет трудности. При этом число дней работы переходящих новых скважин / р принимается равным / Р 365 / С0, где Ki - коэффициент эксплуатации. [10]
Величина, заключенная в формуле (8.2) в скобки, представляет собой расчетную добычу, которая имела бы место в планируемом году, если бы добыча из старых скважин прошлого года осталась без изменения, а новые скважины, введенные в прошлом году, эксплуатировались в планируемом году при тех же де-битах полное число дней. Как правило, определить эту расчетную добычу, имея фактические данные ( добычу из старых скважин, количество и средний дебит новых скважин) за предшествующий год, не представляет трудности. При этом число дней работы переходящих новых скважин tp принимается равным tp 365K3, где Кэ - коэффициент эксплуатации. [11]
В результате кривая дебит - время пересечет ось х на П - м квартале от начала координат, что и будет концом эксплуатации для данного отрезка периода эксплуатации скважины. Добыча в графе 4 называется расчетной добычей. Добычу за IV квартал 1969 г. принимаем за 100 %, а всех последующих кварталов выражаем в соответствующих процентах. [12]
Во-первых, требуется определить, какую добычу можно получить из переходящих скважин, если все они со - хранят в планируемом году дебиты нефти и жидкости на уровне предшествующего года. В общепринятой методике этот объем называют ожидаемой расчетной добычей из перешедших скважин, хотя более удачным было бы название условно-полная добыча предыдущего года, так как рассчитывается она при условии полного года работы всех вводимых скважин. Во-вторых, нужно выяснить, насколько снизится добыча нефти из переходящих скважин за счет изменения процента воды при неизменных ( прошлогодних) отборах жидкости. Ответить на это довольно трудно, потому что в действительности дебиты жидкости по скважинам не остаются неизменными. В-третьих, нужно определить, насколько снизится добыча нефти из переходящих скважин только за счет роста обводненности при переменных отборах жидкости, на фоне этих переменных отборов. [13]
Балансовые запасы нефти на участке подсчитаны объемным методом. Извлекаемые запасы определены в целом для пластов Д0 исходя из ожидаемой расчетной добычи в пределах экономически рентабельного срока эксплуатации. Ожидаемый коэффициент нефтеотдачи при внедрении на участке намеченных мероприятий по пластам Д0 приближается к уровню этого показателя по основным пластам. [14]
При этом было установлено, что при прочих равных условиях величина расчетной добычи тем больше ( в сравнении с фактической), чем больше расстояния между рядами скважин. [15]