А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Коефіцієнт - віддача

Коефіцієнт віддачі по току завжди менше одиниці так як частина зарядної ємності втрачається при протіканні всередині джерел різних побічних процесів, головним чином, на розряд іонів водню і гідроксилу.

Коефіцієнт віддачі по току практично близький до ко-ефіціенту віддачі кадмиево-нікелевих акумуляторів.

Коефіцієнтом віддачі називається різниця між початковою і залишковою (кінцевої) нефтенасищенних, віднесена до початкової.

Строго кажучи, коефіцієнт віддачі буде залежати від відстаней між свердловинами в останньому ряду, так як розмір залишаються при цьому ціликів нафти між свердловинами буде різним. Але незначний, як правило, розмір решти ціликів по відношенню до початкової площі нафтоносності не внесе особливих змін в коефіцієнт віддачі при різних відстанях між свердловинами. Крім того застосування спеціальних режимів визискування останньої групи свердловин і форсованого відбору з них рідини сприятиме максимально повного відбору нафти з пласта при різних відстанях між свердловинами.

Як уже зазначалося, абсолютна величина коефіцієнта віддачі нафти пластом, що працюють при режимі розчиненого газу, значно нижче, ніж при напірних режимах. Тому з самого початку розробки такого пласта в ряді випадків доцільно переводити його шляхом нагнітання в пласт води або газу на напірний режим, при якому величина віддачі і вплив на неї системи розробки будуть вже іншими.

Таким чином, колишній критерій встановлення відстаней між свердловинами по Коефіцієнт віддачі не може бути визнаний спроможним.

До сих пір не існує загальної точки зору щодо впливу уплстненія свердловин на величину коефіцієнта віддачі пластом нафти в умовах режиму розчиненого газу.

Промислові спостереження, проведені на різних родовищах, подібні за геолого-ексшюатаціонним умов, показали відсутність залежності величини коефіцієнта віддачі від ступеня ущільнення. Такого ж роду спостереження, проведені за одним і тим же пласту, показують збільшення віддачі на ділянках з більшим ступенем ущільнення сітки свердловинами, але ця обставина пояснюється регіональним переміщенням нафти з частини пласта з великим тиском, де свердловини розташовані на великих відстанях, в частині з меншим тиском, разбуренной з більшим ступенем ущільнення.

Доцільність застосування методу підтримання пластового тиску аж ніяк не обмежується тільки тими випадками, коли природний режим пласта не є напірним, - підтримання пластового тиску вигідно позначається на розробці поклади і при пружних режимах, Хоча в цьому випадку коефіцієнт віддачі не підвищується, але залишаються в силі інші переваги щодо підвищення поточного рівня видобутку та скорочення терміну розробки поклади.

Обидва контакту сходяться в кінцевій стадії розробки до деякої лінії всередині поклади. Кінцевий коефіцієнт віддачі визначається окремо для кожної із зон поширення режимів, причому в водонапірної зоні він вище.

Для отримання кращого кінцевого коефіцієнта віддачі застосовується система розробки поклади повинна забезпечити максимально повне витіснення з пласта нафти. Для цього необхідно, щоб розміщення свердловин на структурі і режим їх роботи забезпечували рівномірне переміщення контактів нафту-вода і нафта-газ по всій поклади. Крім того частина свердловин слід розташувати в тій частині структури, куди в кінцевому рахунку буде витіснено нафту. Отже маючи при напірному режимі ту чи іншу кількість свердловин на структурі але кожен раз за певною схемою, що задовольняє поставленим вимогам, ми будемо мати якомога більш високий і не залежить від числа свердловин коефіцієнт віддачі нафти пластом.

Строго кажучи, коефіцієнт віддачі буде залежати від відстаней між свердловинами в останньому ряду, так як розмір залишаються при цьому ціликів нафти між свердловинами буде різним. Але незначний, як правило, розмір решти ціликів по відношенню до початкової площі нафтоносності не внесе особливих змін в коефіцієнт віддачі при різних відстанях між свердловинами. Крім того застосування спеціальних режимів визискування останньої групи свердловин і форсованого відбору з них рідини сприятиме максимально повного відбору нафти з пласта при різних відстанях між свердловинами.

Після вичерпання умов для існування режиму розчиненого газу настає останній період розробки, який протікає вже в умовах гравітаціОЕшого режиму. Легко зрозуміти, що відбір газу з шапки через спеціально пробурені газові свердловини може шкідливо відбиватися на темпах експлу-атації нафтового покладу і на коефіцієнті віддачі. Останній погіршується не тільки за рахунок того, що поклад не може бути розроблена повністю при Газонапірний режимі який має вищий коефіцієнтом віддачі а й внаслідок втрат нафти в газонасичених зону шапки.

На відміну від режиму розчиненого газу тепер вже немає припливу газу в свердловини. Динамічний рівень в свердловині знаходиться нижче покрівлі пласта. У пласті нафту має вільну поверхню, і тиск над нею дорівнює атмосферному. Згодом ця поверхня знижується, і обсяг цілини, що залишився під нею до моменту досягнення економічно доцільного мінімуму дебіту, визначає коефіцієнт віддачі.

Для отримання кращого кінцевого коефіцієнта віддачі застосовується система розробки поклади повинна забезпечити максимально повне витіснення з пласта нафти. Для цього необхідно, щоб розміщення свердловин на структурі і режим їх роботи забезпечували рівномірне переміщення контактів нафту-вода і нафта-газ по всій поклади. Крім того частина свердловин слід розташувати в тій частині структури, куди в кінцевому рахунку буде витіснено нафту. Отже маючи при напірному режимі ту чи іншу кількість свердловин на структурі але кожен раз за певною схемою, що задовольняє поставленим вимогам, ми будемо мати якомога більш високий і не залежить від числа свердловин коефіцієнт віддачі нафти пластом.