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 - відмінність

Коефіцієнт відмінності показує: у скільки разів зростає вагова проязво дітельность тих пластів, шарів і трубок струму, за якими витісняє вода прорвалася в видобувну свердловину.

Коефіцієнт відмінностей, що враховує сонливість при управлінні автомашиною по шляху на роботу і з роботи, у медсестер з змінами, що чергуються з нічною роботою був дорівнює 3 9 і у медсестер нічної зміни - 3 6 по порівнянні з медсестрами ранкової і денний змін. Коефіцієнт відмінностей, що враховує всі нещасні випадки і помилки, як мине рік (автомобільні аварії під час поїздки на роботу і з роботи, помилки в лікуванні або робочих процедурах, нещасні випадки на виробництві, пов'язані з сонливістю), становив майже 200 у медсестер з змінами, що чергуються і з нічною роботою в порівнянні з медсестрами, які працюють в ранкову і денну зміну.

Що виражає коефіцієнт міжвидових відмінностей (КВР) і як він визначається.

Цо - коефіцієнта відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє агента в пластових умовах; при цьому вплив відмінності фізичних властивостей нафти і агента цілком обгрунтовано винесено за дужки; після цього переходу в другій частині рівняння видобутку рідини, як і раніше в рівнянні видобутку нафти, враховується вплив неоднорідності пластів і геометрії сітки видобувних і нагнітальних свердловин, а також динаміка здійснення технічних заходів з буріння і експлуатації свердловин, по введенню в розробку видобутих запасів рідини.

У свою чергу коефіцієнт відмінності також був отриманий для окремого типового елемента нафтового покладу при будь-якій можливій нерівномірності витіснення нафти агентом і будь-яких значеннях в'язкості нафти і агента.

У цей період коефіцієнт відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє агента (води, оскільки газ в основному захороняется, перетворюється в залишковий газ. Найважливіший параметр - коефіцієнт відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє-води (ц-о) визначається інтегрально по накопиченому кількості відібраної нафти (С.

Тут розглянуто визначення величини j - коефіцієнта відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє води в ситуації, коли дебіт рідини видобувної свердловини обмежений, в дебите рідини присутній витісняє вода, але відсутня стороння вода.

Результуюча нерівномірність витіснення нафти агентом V2 коефіцієнт відмінності фізичних властивостей нафти і агента Але і коефіцієнт відбору рухливих запасів нафти або коефіцієнт заводнення К3 визначені за фактичної експлуатації типової видобувної свердловини або представницької групи видобувних свердловин, можуть бути поширені на всю нафтову поклад - на все безліч існуючих і проектованих свердловин поклади. Кя - коефіцієнт витіснення визначається в лабораторних умовах на зразках керна. Залишається визначити Кс - коефіцієнт сітки, який враховує щільність сітки свердловин, їх довговічність і дублювання або недублірованіе аварійно вибулих свердловин.

Другий шлях - зменшення величини щ - коефіцієнта відмінності фізичних властивостей за рахунок зменшення і, - співвідношення подвижностей витісняє агента і нафти, наприклад, за рахунок підвищення в'язкості закачиваемой води розчиненням в ній невеликої кількості (0 1 - І) 2%) полімеру або чергуванням закачування води і невеликої частини (5 - И0%) видобутої високов'язкої нафти.

Вибір оптимальної кількості свердловин проектної сітки. Варіанти з 16 по 28. нафтовіддачі пластів сильно залежить від Ц0 - коефіцієнта відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє води, при значному збільшенні в'язкості нафти значно знижується нефтеотдача.

Сумарний відбір рідини сильно залежить від Цо - коефіцієнта відмінності фізичних властивостей нафти і агента, але несильно залежить від V - загальною розрахунковою пошаровим неоднорідності.

Сумарний відбір нафти також залежить від Цо - коефіцієнта відмінності фізичних властивостей нафти і агента, але також сильно залежить від V2 - розрахункової пошаровим неоднорідності. Тому в табл. 317 наведені значення v - відносного зменшення сумарного відбору нафти при збільшенні від V2 розрахункова пошаровим неоднорідності, але за інших рівних умов.

Тут був представлений спосіб визначення фактичних значень але - коефіцієнта відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє води по фактичному обводнення видобувних свердловин.

при підвищенні в'язкості витісняє агента в v разів відбувається зменшення коефіцієнта відмінності фізичних властивостей.

Таким чином, тут було показано визначення величини Цо - коефіцієнта відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє води в обстановці змінної величини Др - депресії на експлуатовані нафтові пласти.

Величини Qn - рухливих запасів нафти і ц, - коефіцієнта відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє агента, які не залежать або слабо залежать від виду свердловин (вертикальні вони або горизонтальні), визначаються відомим шляхом і тут вважаються постійними.

Перехід від вагової рідини до розрахункової рідини виносить за дужки вплив коефіцієнта відмінності фізичних властивостей. Залишається тільки вплив зональної і пошаровим неоднорідності нафтових пластів по проникності і вплив геометричної нерівномірності витіснення нафти агентом.

В 1 - м і 2 - м варіантах розробки нафтового покладу коефіцієнт відмінності фізичних властивостей дорівнює цо 3 тобто в 10 разів менше.

Показник нерівномірності витіснення нафти (V2 - квадрат коефіцієнта варіації) і коефіцієнт відмінності фізичних властивостей Ц0 встановлені по невеликій представницької групі обвідного свердловин, можуть бути застосовані по всім іншим проектним свердловинах родовища.

Третій коефіцієнт показує частку вилучення рухомих запасів нафти; він враховує нерівномірність витіснення нафти, коефіцієнт відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє агента і граничну вагову частку агента в дебите свердловини, обумовлену технічними і економічними обмеженнями.

Нагадаємо, що в 1 - м і 2 - м варіантах розробки нафтового покладу цей коефіцієнт відмінності фізичних властивостей дорівнює Але 3 тобто в 10 разів менше.

А перехід від розрахункової частки і розрахункового відбору витісняє агента до його ваговій частці і вагового відбору відбувається за допомогою коефіцієнта відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє агента.

Це: показник нерівномірності витіснення нафти водою в видобувну свердловину, взаємно зв'язує початкові запаси нафти і початкові запаси розрахункової рідини; коефіцієнт відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє води, що дозволяє від початкових видобутих запасів реальної вагової рідини перейти до початкових вилученими запасами розрахункової рідини і назад, від дебітів і накопичених відборів реальної вагової рідини перейти до Дебі-там і накопиченим відбором розрахункової рідини і назад. Перехід від вагової рідини до розрахункової і назад від розрахункової до ваговій дозволяє винести за дужки вплив відмінності фізичних властивостей нафти і рідини і радикально полегшити основні розрахунки.

Такі дослідження з оцінки очікуваної кінцевої нафтовіддачі пластів, за визначенням середніх величин показника розрахункової пошаровим неоднорідності пластів (або нерівномірності витіснення нафти) і коефіцієнта відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє агента, маючи на увазі високу зональну неоднорідність пластів і неоднорідність (відмінність) самих видобувних свердловин, бажано проводити за кількома свердловинах, а ще краще з багатьох або навіть по всьому добувним свердловинах.

Такі дослідження, за оцінкою очікуваної кінцевої нафтовіддачі пластів, за визначенням середніх величин показника розрахункової пошаровим неоднорідності пластів (або нерівномірності витіснення нафти) і коефіцієнта відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє агента, маючи на увазі високу зональну неоднорідність пластів і неоднорідність (відмінність) самих видобувних свердловин, бажано проводити за кількома свердловинах, а ще краще з багатьох або навіть по всьому добувним свердловинах.

За цією інформацією за допомогою рівнянь вирішують серію обернених задач і встановлюють основні параметри нафтових пластів - їх продуктивність, неоднорідність, що розробляються запаси нафти і рідини, коефіцієнт відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє агента, довговічність свердловин.

Таким чином виходить, що через неточності визначення по видобувним свердловин в момент їх зупинки Л - розрахункової граничної частки витісняє агента при проектуванні розробки нафтового покладу необхідно i0 - коефіцієнт відмінності фізичних властивостей нафти і агента додатково збільшувати в va раз.

Здійснення гідродинамічних досліджень свердловин, а в свердловинах пластів і прошарків з метою визначення їх продуктивності, пластового тиску і коефіцієнта продуктивності, фактичного співвідношення подвижностей води і нафти і коефіцієнта відмінності фізичних властивостей.

Дуже важливим опорним ланкою теорії є стабільність співвідношення подвижностей витісняє агента і нафти в пластових умовах при тиску вище тиску насичення нафти газом і обумовлена цією стабільністю співвідношення подвижностей стабільність коефіцієнта відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє агента.

Подальший розрахунок динаміки видобутку нафти і води по кожній добувної свердловині виконується з урахуванням її величин початкового дебіту нафти, початкових видобутих запасів нафти, розрахункової пошаровим неоднорідності по проникності і коефіцієнта відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє води.

Сз - в розглянутих умовах це коефіцієнт охоплення витісненням; А - розрахункова частка агента в поточному дебите рідини, А2 - масова частка агента в поточному дебите рідини; Ц10 - коефіцієнт відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє агента (газу) в пластових умовах; ц /Н - г - співвідношення вязкостей нафти і газу в пластових умовах; fr /fn - співвідношення щільності газу і нафти в поверхневих умовах; Комерсант - коефіцієнт усадки об'єму нафти при переході з пластових умов в поверхневі і виділення вийшов з розчину газу; рпл - пластовий тиск в частках атмосферного.

Наступне уточнення відбудеться, коли видобувні свердловини почнуть обводнять, і по ним будуть визначені початкові безводні і потенційно можливі кінцеві накопичені відбори нафти, фактичні величини нерівномірності витіснення нафти водою і коефіцієнта відмінності фізичних властивостей нафти і води.

По осередках, що експлуатується тривалий час, по процесу обводнення видобувних свердловин встановлюються важливі параметри: V2 - розрахункова послойная неоднорідність продуктивних пластів - нерівномірність витіснення нафти агентом в видобувну свердловину: Ц0 - коефіцієнт відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє агента.

Найважливіші параметри нафтових пластів, необхідні для планування і проектування подальшої розробки нафтового покладу (величини коефіцієнтів продуктивності по нафті видобувних свердловин, результуючої нерівномірності витіснення нафти, співвідношення подвижностей витісняє агента і нафти, коефіцієнта відмінності фізичних властивостей нафти і агента, зональну неоднорідність нафтових пластів по продуктивності і питомої продуктивності на одиницю ефективної товщини нафтових пластів), можна і потрібно визначати за фактичною роботі і дослідженням видобувних і нагнітальних свердловин в попередній період, за фактичними початковим нафтовим і водяним толщинам, за фактичними перфорованим толщинам експлуатованих нафтових пластів.

Аналогічно можна досліджувати вплив на Е - економічну ефективність зміни 3 - капітальних витрат на одну свердловину, Гс - довговічності свердловини, V2 - параметра нерівномірності витіснення нафти в типову видобувну свердловину, Цо - коефіцієнта відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє води, ql0 - амплітудного дебіту нафти на одну проектну свердловину.

Як дієвий засіб боротьби проти браку і надлишку інформації використовують легко контрольовані інтегральні натуральні параметри, наприклад, коефіцієнт продуктивності, забійні тиску нагнітальних і видобувних свердловин, ваговій дебіт, вагову обводненість, співвідношення подвижностей, коефіцієнт відмінності фізичних властивостей нафти, і витісняє агента, сольовий склад води, що проводиться.

Спочатку, використовуючи величини А2 і /-, тобто враховуючи фактичні значення поточної ваговій обводнення відбирається рідини і інтегрального вагового водонефтяного фактора в сумарному відборі рідини, спробуємо визначити величини Ц0 і V2 тобто чисельні значення коефіцієнта відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє води і розрахункової пошаровим неоднорідності експлуатаційного об'єкта. Пр цьому ми фактично будемо вирішувати зворотну задачу: з історії експлуатації нафтового покладу по її інтегральним відносними показниками визначатимемо теж відносні показники, що відображають головну суть даного об'єкту і процесу.

По-друге, по групі (представницької сукупності) видобувних свердловин - по кожній з них встановити закономірність зміни коефіцієнтів продуктивності по нафті і воді в Залежно від накопиченого відбору нафти, з цієї закономірності визначити показник нерівномірності витіснення, також коефіцієнт відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє агента (витісняє води) і можливі запаси нафти при збереженні застосовуваної технології.

При цьому по кожній добувної свердловині є багаторічна історія, де зафіксовані помісячно дебіти нафти і рідини, накопичені відбори нафти і рідини, заміри забійного і пластового тисків, визначення коефіцієнта продуктивності, визначення початкових безводних і кінцевих потенційно можливих накопичених відборів нафти, визначення показника розрахункової пошаровим неоднорідності нафтових пластів, коефіцієнта відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє води, розрахункової частки сторонньої води.

Треба цінувати прямі інтегральні дані, якими, по суті, є дебіти нафти і води, забійні і пластові тиски по свердловинах, коефіцієнти продуктивності свердловин по нафти, накопичені відбори нафти і води окремо по свердловинах, по ділянках і в цілому по експлуатаційним об'єктів, особливо виділяючи по свердловинах накопичені відбори нафти за початковий безводний період, і потенційно можливі накопичені відбори нафти за водний період при лінійної екстраполяції, які необхідні для визначення коефіцієнта відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє води (інтегрально враховує співвідношення подвижностей і щільності води і нафти в пластових умовах), показника нерівномірності витіснення нафти водою в видобувну свердловину і розрахункової початкової обводнення в частках дебіту нафти.

Кохве твір /Гс - С3 тут Кс - коефіцієнт сітки, залежить від сітки розміщення видобувних і нагнітальних свердловин, враховує частку неразбуренной частини нафтової площі в загальних геологічних запасах нафти і в межах разбуренной частини нафтової площі - розбурених геологічних запасах нафти щільність сітки свердловин S - нафтову площа на 1 свердловину; Ка - коефіцієнт заводнення або коефіцієнт використання рухливих запасів нафти, враховує V2 - результуючу нерівномірність витіснення нафти агентом в видобувну свердловину, Ц0 - коефіцієнт відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє агента в пластових умовах і AZ - граничну максимальну вагову частку витісняє агента в дебите рідини видобувної свердловини , яка залежить від вагових дебітів рідини і нафти і від економіки - ціни 1 т нафти і витрат на видобуток 1 т нафти для нефтепроізводі-теля. Ефект прямо пропорційний видобутку нафти, а витрати пропорційні числу працюючих свердловин і видобутку рідини.

Коефіцієнт відмінностей, що враховує сонливість при управлінні автомашиною по шляху на роботу і з роботи, у медсестер з змінами, що чергуються з нічною роботою був дорівнює 3 9 і у медсестер нічної зміни - 3 6 по порівнянні з медсестрами ранкової і денний змін. Коефіцієнт відмінностей, що враховує всі нещасні випадки і помилки, як мине рік ( автомобільні аварії під час поїздки на роботу і з роботи, помилки в лікуванні або робочих процедурах, нещасні випадки на виробництві, пов'язані з сонливістю), становив майже 200 у медсестер з змінами, що чергуються і з нічною роботою в порівнянні з медсестрами, які працюють в ранкову і денну зміни.

На першому етапі проектування розробки нафтового покладу використовують значення коефіцієнтів продуктивності і гід-ропроводності нафтових пластів, встановлені за даними короткочасної експлуатації розвідувальних свердловин. При цьому коефіцієнт відмінності фізичних властивостей нафти і агента визначають розрахунковим шляхом за даними лабораторних досліджень зразків нафти і зразків породи нафтових пластів. Розрахункову пошарове неоднорідність нафтових пластів (показник нерівномірності витіснення нафти агентом) визначають з урахуванням фактичного геологічної будови пластів за аналогією з іншими давно експлуатуються нафтовими покладами.

Якщо співвідношення подвижностей витісняє агента і нафти і відповідно коефіцієнт відмінності фізичних властивостей нафти і агента більше одиниці (ц, 1 Ц0 1), то в період обводнення видобувних свердловин, щоб не допускати значного підвищення їх забійного тиску вище тиску насичення і ще більше зменшити споживання дебіту нафти , необхідно поступово акуратно збільшувати продуктивність глибинних насосів, поступово акуратно форсувати відбір рідини.

Аналогічна закономірність зниження розрахункового дебіту рідини в залежності від розрахункового накопиченого відбору рідини при фіксованих умовах розробки нафтового покладу (об'єкта, площі, ділянки) у вигляді прямої лінії, похилій до осі абсцис - до осі розрахункового накопиченого відбору рідини, яка показує зниження розрахункового дебіту рідини і виділяє потенційно можливий розрахунковий сумарний відбір рідини або розрахункові початкові запаси рідини. У розрахунковий дебіт рідини входить ваговій дебіт витісняє агента, поділений на коефіцієнт відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє агента; аналогічно в розрахунковий накопичений відбір рідини входить ваговій накопичений відбір агента, поділений на коефіцієнт відмінності фізичних властивостей нафти і агента. При зворотному переході від розрахункового дебіту агента до вагового розрахунковий дебіт агента множать на коефіцієнт відмінності фізичних властивостей; аналогічно при зворотному переході від розрахункового накопиченого відбору агента до вагового розрахунковий накопичений відбір агента множать на коефіцієнт відмінності фізичних властивостей.

З цією метою будується графік поточного дебіту нафти і рідини в залежності від накопиченого відбору нафти, причому дебіти нафти і рідини (в тоннах на добу) в перерахунку на постійну депресію - постійну різницю пластового і забійного тисків. За цим графіком можна визначити показник нерівномірності витіснення нафти водою в видобувну свердловину, коефіцієнт відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє води і, можливо, початкову обводненість, пов'язану з водонефтяной зоною (ВНЗ) і початкової негерметичність свердловини. За таким графіками, побудованим для представницької групи обводнених видобувних свердловин, легко можна отримати усереднений графік, відповідний в цілому всієї поклади. Головне, що ці графіки, виражені в відносних безрозмірних величинах, показують одноманітність, виявляють стійку закономірність.

Перебір різних значень (від найнижчих до найвищих) показника розрахункової пошаровим неоднорідності і коефіцієнта відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє агента не дає рішення. Шукане рішення виходить при обліку сторонньої води, не пов'язаної з процесом витіснення нафти з нафтових пластів. До вирішення даної проблеми по експлуатаційним об'єктів вже були складені докладні таблиці зміни за роками основних технологічних показників і накопичених відборів нафти і води.

Зрозуміло, що при первісному проектуванні розробки нафтових покладів цілком можна застосувати покоеффіціентное визначення нафтовіддачі пластів, хоча щодо запропонованих покладів не всі вихідні дані бувають в достатній кількості, а частина вихідних даних доводиться приймати за аналогією з іншим давно разбуренной і розробляються покладів. Серед відсутніх вихідних даних можуть виявитися такі: розрахункова послойная неоднорідність нафтових пластів (V2), коефіцієнт відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє агента (цо), характерний лінійний розмір або крок хаотичної змінності колекторських властивостей нафтових пластів (f), показник зниження продуктивності видобувних свердловин ( а) при зниженні їх забійного тиску нижче тиску насичення нафти газом і деякі інші.

Збільшення А2 - ваговій граничної частки призводить до збільшення А - розрахункової граничної частки агента і далі до збільшення Кз - коефіцієнта використання рухливих запасів нафти. Збільшення Л2 - ваговій граничної частки особливо важливо на покладах високов'язкої нафти при великих величинах цо - коефіцієнта відмінності фізичних властивостей. Гострота проблеми високої частки агента може зменшитися при успішної ізоляції окремих відокремлених повністю обводнених нафтових шарів і пластів, що входять в експлуатаційний об'єкт.