Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Коэффициент извлечения нефти конечный


Конечный коэффициент - извлечение - нефть

Конечный коэффициент - извлечение - нефть

Cтраница 2

Затруднительно в деталях проанализировать показатели разработки каждого из вариантов. Поэтому приведем в табл. 4.7 значения конечных коэффициентов извлечения нефти ( КИН) и на рис. 4.31 - 4.38 дадим сопоставление показателей добычи нефти для некоторых вариантов разработки.  [17]

Величина коэффициента извлечения нефти зависит от многих факторов, характер которых по существу вытекает из формулы ( XII. Действительно, если пренебречь возможными погрешностями расчетов, то видно, что полный конечный коэффициент извлечения нефти зависит от двух групп параметров.  [18]

Для нефтегазопромысловой геологии существенно то, что минерализованные воды имеют повышенную отмывающую способность нефтяных пластов-коллекторов. Их использование при заводнении залежей способствует повышению коэффициента вытеснения нефти, а следовательно, и конечного коэффициента извлечения нефти. В то же время высокая минерализация пластовых вод в определенных условиях может приводить к выпадению солей на забое добывающих скважин и в прискважинной зоне пласта, что ухудшает условия эксплуатации пласта в районе таких скважин.  [19]

Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Его влияние наряду с влиянием других параметров сказывается как на условиях текущей фильтрации нефти, так и на величине конечного коэффициента извлечения нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при проектировании тепловых методов воздействия на пласт.  [20]

Для конкретных геолого-физических условий месторождений созданы различные модификации систем заводнения - линейные, блоковые, площадные, избирательные, барьерные и др. Для каж-до й модификации разработаны гидродинамические основы фильтрации флюидов в пластах, математические модели расчетов, методики проектирования технологии разработки, методы контроля и регулирования процесса. В целом можно констатировать, что применяемые в нашей стране методы, технологии, системы разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, базирующиеся на передовых достижениях отечественной и мировой науки, обеспечивают высокие уровни добычи и конечные коэффициенты извлечения нефти при относительно благоприятных технико-экономических показателях.  [21]

Задача выделения эксплуатационных объектов относится к классу оптимизационных, поскольку ее решение приходится выбирать из некоторой группы возможных решений. С одной стороны, объединение нескольких пластов в эксплуатационный объект приводит к существенному сокращению сроков ввода месторождений в разработку и капиталовложений в строительство промысла. С другой стороны, как показывает практика, при этом возникают трудности с сохранением требуемых текущих уровней добычи нефти, достижением высоких конечных коэффициентов извлечения нефти и регулированием процесса разработки многопластового объекта. Задача усложняется еще и тем, что ее необходимо решить в период проектирования разработки месторождения, когда имеется лишь ограниченная информация, полученная на этапе разведочных работ. В этом случае надо иметь сумму показателей, которые бы позволили найти оптимальный вариант соединения нескольких пластов в один объект.  [22]

Коэффициенты извлечения нефти на средних, крупных и уникальных залежах рассчитываются гидродинамическими методами с учетом одномерных моделей фильтрации-на стадии завершения разведки и двумерных моделей, идентифицируемых с реальными пластовыми условиями-на стадиях разработки. По мелким залежам коэффициенты извлечения нефти определяются с использованием коэффициентов вытеснения, охвата вытеснением и заводнения. Для нефтяных и газонефтяных залежей, разрабатываемых с применением заводнения и других методов воздействия на пласт, а также разрабатываемых на природных режимах, предусматривается единый подход к обоснованию конечного коэффициента извлечения нефти. При этом коэффициенты извлечения нефти определяются отдельно для нефтяных, водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зон.  [23]

Результаты паротепловых обработок скважин показали, что с их помощью увеличивается количество фактически извлекаемой нефти. Дополнительная добыча нефти частично достигается за счет удержания конденсата в пласте и температурного расширения жидкости. Но главным образом она обусловлена восстановлением активности механизма первичной добычи и благоприятным изменением относительных проницаемостей с увеличением температуры. Конечный коэффициент извлечения нефти увеличивается более чем в 2 раза.  [24]

Во всех случаях предварительно строится зависимость между параметрами, входящими в соответствующую характеристику, которая аппроксимируется прямой линией. Далее экстраполируют эту зависимость в предположении, что линейность сохраняется. Однако не всегда это обязательное условие соблюдается на практике, поэтому часто допускаются грубые ошибки в прогнозах показателей разработки. Вероятность ошибки особенно велика при попытке рассчитать конечный коэффициент извлечения нефти.  [25]

Этот метод основан на использовании результатов большого числа длительно разрабатываемых залежей, по которым величина конечного коэффициента извлечения установлена достаточно уверенно. Конечный коэффициент извлечения по каждой залежи получают с учетом добычи накопленной и ожидаемой за оставшийся период разработки. Последнюю рассчитывают различными методами, базирующимися на данных разработки в поздней стадии. С помощью многомерного корреляционного анализа по такой группе залежей получают статистическую модель конечного коэффициента извлечения нефти в виде формулы, отражающей влияние геолого-физических и технологических факторов на его величину. У нас в стране для различных нефтедобывающих районов созданы многомерные модели, основанные на разной по объему и полноте учета факторов информации. Применение модели эффективно для данной залежи лишь в том случае, если установленные по залежи параметры находятся в диапазоне их значений, использованных для получения модели.  [26]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Коэффициенты извлечения нефти, газа, конденсата

 

Количественно доля запасов (нефти, газа, конденсата), которая может быть извлечена, определяется: для нефти коэффициентом извлечения нефти (КИН), для газа и конденсата соответственно коэффициентами извлечения газа и конденсата.

Исследуя физико-химические свойства этих УВ, наиболее сложным является определение коэффициента извлечения нефти (КИН). По каждому нефтяному эксплуатационному объекту, вводящемуся в разработку, расчет выполняется специализированной научной организацией и после согласования с заинтересованными сторонами утверждается Государственной комиссией по запасам Российской Федерации (ГКЗ РФ). Коэффициент извлечения газа по отдельным газовым объектам не рассчитывают, а принимают, исходя из имеющегося опыта в целом по газовой отрасли, равным 0,8.

Остановимся подробнее на физической сущности коэффициента извлечения нефти (КИН) и методах его расчета

В общем виде коэффициент извлечения нефти может быть выражен как отношение количества нефти, извлеченной на поверхность – Qизвл. к начальным геологическим запасам нефти залежи Qн.геол.

КИН = Qизвл/ Qн.геол.

Коэффициент извлечения за все время разработки залежи называется конечным, за некоторый промежуток времени с начала разработки называется текущим.

Имеется несколько способов расчета конечного (проектного) КИН:

· статистический, основанный на полученных с помощью многофакторного анализа статистических зависимостей между конечными КИН и определяющими его различными геолого-физическими и технологическими факторами;

· покоэффициентный, основанный на определении значений ряда влияющих на КИН коэффициентов, учитывающих геолого-физическую характеристику конкретной залежи нефти и особенностей предлагаемой к внедрению системы разработки;

· основанный на технологических расчетах показателей нескольких вариантов систем разработки, выполненных путем моделирования процесса фильтрации на трехмерных математических моделях конкретной залежи нефти.

Покоэффициентный метод важен потому, что он наиболее полно раскрывает физическую сущность КИН. По этому методу конечный КИН обычно выражается в виде произведения трех коэффициентов – вытеснения (Квыт), охвата процессом вытеснения (Кохв)и заводнения (Кзав):

КИН = Квыт·Кохв. Кзав

Коэффициент вытеснения – это отношение количества нефти, вытесненного при длительной интенсивной (до полного обводнения получаемой жидкости) промывке объема пустотного пространства коллектора, в который проникла вода, к начальному количеству балансовых запасов нефти в этом объеме. По существу, коэффициент вытеснения показывает предельную величину нефтеизвлечения, которую можно достигнуть с помощью данного рабочего агента.

Коэффициент охвата Кохв – это отношение объема пустотного пространства, занятого вытесняющим агентом (охваченного процессом вытеснения), к общему объему пространства коллекторов изучаемого объекта, содержащих нефть. Этот коэффициент характеризует долю пород-коллекторов, охватываемых процессом фильтрации при данной системе разработки.

Коэффициент заводнения Кзав характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 %. Он зависит от степени неоднородности пласта по проницаемости, соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента, принятой предельной обводненности добываемой продукции. Надежных методов расчета Кзав не создано. Обычно он оценивается либо по эмпирическим формулам, учитывающим влияющие на него параметры, либо принимается экспертно. Расчет КИН, выполненный покоэффициентным или статистическим методами, нередко допускает субъективизм и неопределенность. Это вызвано как множеством факторов, влияющих на КИН, и невозможностью полного их учета, так и отсутствием надежных методов определения степени влияния каждого из них.

Наиболее полно учесть все многочисленные факторы, влияющие на конечный КИН, позволяет третий способ – геолого-математическое моделирование процессов фильтрации на трехмерных моделях.

С этой целью на базе детальных адресных геолого-промысловых моделей создаются статические геолого-математические трехмерные модели, отражающие изменчивость свойств коллекторов по объему залежи.

Затем на базе статических трехмерных моделей, путем моделирования процессов фильтрации в трехмерном пространстве и вытеснения нефти рабочим агентом к забоям добывающих скважин, с помощью ЭВМ создается динамическая модель эксплуатационного объекта.

При желании, на дисплей ЭВМ можно вывести и зафиксировать состояние залежи на любой момент времени. В результате получают расчет проектных технологических показателей разработки по годам эксплуатации и за отдельные периоды – 10, 20, 40 лет, вплоть до конца разработки.

При оптимизации КИН возможны два различных подхода.

В основу оптимизации может быть положено стремление обеспечить максимальное использование запасов недр, т.е. получение наибольшего КИН, при этом другие признаки, в том числе и экономические, учитываются как второстепенные. В этом случае обоснованное значение КИН можно назвать технологическим.

Если доминирует экономический критерий, предусматривающий получение максимальной прибыли, обоснованное значение КИН можно назвать экономическим.

Различия в технологических и экономических значениях КИН наиболее значительны при низкой продуктивности и сложном геологическом строении залежей.

 

 

ЧАСТЬ 2

 



infopedia.su

Добыча нефти и газа

Начальные извлекаемые запасы нефти залежи Qн.и. равны произведению величин начальных балансовых запасов Qн.г. и конечного коэффициента извлечения kи.н. Конечный коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть от начальных балансовых запасов может быть извлечена при разработке залежи до предела экономической рентабельности.

При подсчете начальных извлекаемых запасов нефти залежей, вводимых в разработку, и при пересчете запасов разрабатываемых залежей начальные балансовые запасы умножаются на утвержденный конечный коэффициент извлечения нефти, обоснованный технико-экономческими расчетами. Этот коэффциент используется при проектировании разработки залежей, планрован развития нефтедобывающей промышленности и т. п.

Наряду с конечным коэффициентом извлечения нефти различают текущий коэффициент извлечения, равный отношению накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к их начальным балансовым запасам.

В зависимости от стадии зученност применяется тот или иной метод определения коэффициента извлечения.

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ПРИ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ

Значения коэффициентов извлечения нефти и величина извлекаемых запасов по месторождению или залежи зависят от ряда  и технологических факторов. Исходной информацией для определения извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти служат данные разведки, пробной эксплуатации скважин, опытно-промышленной разработки залежей. На величину kи.н. оказывают влияние применяемые методы искусственного воздействия на пласты, а при разработке без воздействия - природный режим залежи, плотность сетки добывающих скважин, новые методы разработки и способы интенсификации добычи нефти и другие факторы.

Подобно подсчету балансовых запасов определение конечных коэффициентов извлечения нефти и извлекаемых запасовдолжно быть увязано с этапами и стадиями геологоразведочных работ и разработки залежей, т. с объемом имеющейся информации, а также с особенностями геологического строения 

Определение извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти может проводиться на следующих стадиях изученности месторождений и залежей:

1) поиска и оценки месторождений;

2) подготовки месторождений к разработке;

3) ввода месторождений в разработку;

4) завершения разбуривания месторождения (залежи) основным проектным фондом скважин;

5) на поздней стадии разработки.

В зависимости от качества и количества исходной информации на разных этапах могут оцениваться коэффициент извлечения нефти и по его значению рассчитываться извлекаемые запасы, либо определяться извлекаемые запасы и исходя из их величины рассчитываться коэффициент извлечения нефти.

На стадиях поиска и оценки месторождений в процессе геологоразведочных работ в условиях минимума информации о строении и геолого-физических характеристиках продуктивных пластов проводится предварительная оценка коэффициентов извлечения нефти. Расчет кэффициентов извлечения основывается на многомерных статистческх моделях.

На стадии подготовки к разработке и при вводе в разработку месторождений производится подсчет запасов нефти и газа, составляется технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН), утверждаются ГКЗ РФ балансовые и извлекаемые запасы, составляется технологическая схема разработки. В технико-экономическом обосновании коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН) обсновывается выбор оптимального варианта системы разработки по результатам номических расчетов нескольких вариантов систем, в том числе и варианта системы разработки на естественном режиме. Для каждого варианта рассчитываются коэффициент извлечения и другие показатели разработки. Принимается коэффициент извлечения того варианта, который наиболее рационален с учетом замыкающих затрат.

Коэффициенты извлечения нефти на средних, крупных  уникальных залежах рассчитываются гидродинамическими методами с учетом одномерных моделей фильтрации - на стадии завершения разведки и двумерных моделей, идентифицируемых с реальными пластовыми условиями, - на стадиях разработки. По мелким залежам коэффициенты извлечения нефти определяются с использованием коэффициентов вытеснения, охвата вытеснением и  Для нефтяных и газонефтяных залежей, разрабатываемых с применением заводнения и других методов воздействия на пласт, а также разрабатываемых на природных режимах, предусматривается единый подход к обоснованию конечного коэффииента извлечения нефти. Для залежей с балансовыми запасами более 30 млн. т извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения нефти определяются отдельно для нефтяных,  газонефтяных и  зон.

По завершении разбуривания месторождения основным проектным фондом скважин извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения нефти уточняются в проектных документах на разработку месторождения, которые составляются с учетом дополнительных данных, полученных в процессе доразведки, эксплуатационного разбуривания и анализа разработки месторождения.

Для определения извлекаемых запасов на поздней стадии разработки в условиях сохранения реализуемой схемы размещения и плотности сетки скважин используются данные эксплуатации за период работы на этой стадии, предшествующей дате подсчета запасов. В этом случае утвержденный коэффициент извлечения нефти уточняется в соответствии с подсчитанными извлекаемыми запасами и принимается равным отношению их величины к начальным балансовым запасам.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ПРИ ПОДСЧЕТЕ ЗАПАСОВ ЗАЛЕЖЕЙ, ВВОДИМЫХ В РАЗРАБОТКУ, И ПРИ ПЕРЕСЧЕТЕ ЗАПАСОВ РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Покоэффициентный метод

При составлении ТЭО КИН для залежей с балансовыми запасами до 30 млн. т и простым геологическим строением определение коэффициентов извлечения нефти можно проводить по упрощенной методике (покоэффициентный метод) с использованием коэффициентов вытеснения и охвата вытеснения и повариантных технико-экономических расчетов. Определение коэффициентов извлечения нефти для мелких залежей с балансовыми запасами менее 3 млн. т может проводиться без повариантной технико-экономической оценки.

Проектный коэффициент извлечения нефти kи.н. этим методом определяется по формуле:

kи.н. = k вт k з k охв

где    k вт - коэффициент вытеснения нефти водой;

k з - коэффициент заводнения;

k охв - коэффициент охвата пласта процессом вытеснения.

Коэффициент вытеснения k вт определяют в лабораторных условиях. Он характеризует отношение объема вытесненной нефти из образца породы при бесконечной промывке к первоначальному ее объему в этом образце, т. е. при обводнении выходящей продукции до 100%. Он зависит от проницаемости, структуры пустотного пространства, физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента, причем между kвт и kпр прослеживается тесная корреляционная связь.

Поскольку продуктивным пластам присуща изменчивость коллекторских свойств по площади и разрезу, определение значений kвт должно производиться по образцам, равномерно освещающим залежь или продуктивный пласт, с широким диапазоном изменения kпр. Если для высокопроницаемых пластов kвт достигает 0,8 - 0,95, то в малопроницаемом коллекторе он может быть вдвое меньше. Эти особенности определяют способы расчета средних значений коэффициента вытеснения на различных стадиях изученности залежи.

При подсчете запасов залежи, вводимой в разработку, kвт принимается равным среднему арифметическому значению из имеющихся определений по продуктивному пласту.

Когда залежь разбурена по технологической схеме или проекту разработки, то при неоднородном пласте, в пределах которого выделены зоны высокопродуктивных и малопродуктивных коллекторов, значение kвт учитывается одновременно со значением k охв. При однородном по коллекторским свойствам пласте среднее значение kвт принимается как средняя арифметическая величина из имеющихся определений.

Коэффициент заводнения k з характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения, из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 % (от 95 до 99%). Он зависит от неоднородности пласта, проницаемости, относительной вязкости и др.

Коэффициент охвата процессом вытеснения k охв представляет собой отношение нефтенасыщенного объема пласта (залежи, эксплуатационного объекта), охваченного процессом вытеснения, ко всему нефтенасышенному объему этого пласта.

ПОНЯТИЕ О КОЭФФИЦИЕНТЕ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГАЗА

В соответствии с Классификацией запасов для свободного газа подсчитываются только балансовые запасы.

Это, однако, не означает, что вопросы, связанные с определением коэффициента извлечения газа kи.г., решены полностью, скорее наоборот - причина этого заключается в значительно меньшей изученности рассматриваемого вопроса по газовым залежам, чем по нефтяным. В США традиционно в качестве конечного пластового давления на газовых залежах принимается величина, составляющая 15 % от начального давления. Такой выбор основан на эмпирическом и весьма приближенном допущении, что на залежах с высоким потенциальным дебитом скважин за 20 лет извлекается 85% начальных запасов газа. Между тем, в условиях повышения мировых цен на газ, экономически рентабельной может быть добыча из плотных пород при дебитах скважин от 3 тыс. до 1 тыс. м3/сут и конечных давлениях на устье от 1 МПа до 0,3 МПа, так как это обеспечивает повышение коэффициента извлечения газа до 0,93.

Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений как у нас в стране, так и за рубежом показывает, что в среднем полного извлечения газа из недр, как правило, не достигается. По данным М. Л. Фиша, И. А. Леонтьева и Е.  Хоменкова, обобщившим сведения по 47 отечественным залежам, законченным разработкой, средневзвешенный конечный коэффициент извлечения газа составил 0,895. Из указанного числа залежей 15 работали на газовом режиме, а 32 на упруговодонапорном. Коэффициент извлечения газа на залежах первой группы несколько выше, чем на залежах второй группы, и в среднем составл 0,92. На 32 залежах, работавших на  режиме, конечный коэффицент извлеченя, средневзвешенный по запасам, составл 0,87, причем на более крупных залежах были достгнуты более высокие его значения. Отдельные месторождения характеризовалсь  нзкм коэффициентами извлечения. Следует заметить, что на залежах такх месторождений, как  и  разработка которых ведется преимущественно на газовом режме, ожидается конечный коэффициент извлечения около 0,95. Ожидаемые коэффициенты извлечения на залежах газоконденсатных месторождений Краснодарского края, работающих на упруговодонапорном режиме, варьируют от 0,6 до 0,85.

Сказанное свидетельствует о том, что вопросы, связанные с обоснованием коэффициента извлечения газа, представляют одну из серьезных проблем. Если на залежах с газовым режимом и.г. может определяться в зависимости от конечного пластового давленя, то на залежах с  режимом его величину следует рассматривать в непосредственной связи с процессами вытеснения газа пластовой водой, внедряющейся в залежь в процессе разработки. Поскольку каждой залежи присущи свои особенности разработки, то при подсчете начальных балансовых запасов газа должен быть правильно определен режим залежи, что для залежей, еще не введенных в разработку, не всегда удается сделать.

oilloot.ru

Коэффициент - извлечение - нефть

Коэффициент - извлечение - нефть

Cтраница 2

Величина коэффициента извлечения нефти зависит от многих факторов, характер которых по существу вытекает из формулы ( XII. Действительно, если пренебречь возможными погрешностями расчетов, то видно, что полный конечный коэффициент извлечения нефти зависит от двух групп параметров.  [16]

Увеличение коэффициента извлечения нефти может быть достигнуто путем целенаправленного воздействия на каждый из рассмотренных факторов в отдельности или в комплексе. Так, снижение вязкости нефти ( тепловые методы воздействия) или увеличение вязкости вытесняющего агента ( полимерное заводнение) приводят к увеличению коэффициента охвата.  [17]

В среднем коэффициент извлечения нефти, стоящий на Государственном балансе запасов полезных ископаемых РФ, составляет 21 %, что свидетельствует о низкой эффективности применения традиционных систем разработки для выработки запасов нефти из таких коллекторов, поэтому поиск вариантов эффективного вовлечения в разработку нефтяных залежей в сложнопостроенных коллекторах является важным направлением развития нефтедобывающей отрасли региона.  [18]

Проведено сравнение коэффициентов извлечения нефти в НПК на основе статистических моделей и по модели DISPO. В выборке были представлены объекты Западной Сибири, Урало-Поволжья, Украины. Все объекты - с терригенным коллектором и практически однородны. На основе этих данных была построена статистическая модель КИН для НПК. Для учета капиллярных сил построена вторая модель КИН для НПК.  [19]

Для увеличения коэффициента извлечения нефти ( КИН) из продуктивных пластов Первомайского месторождения из физико-химических методов широко использовались: закачка серной кислоты в пласты с подстилающей водой ( Д / 2), закачка поверхностно активных веществ ( ПАВ) в пласт Д, микробиологические методы воздействия. Микробиологические методы были использованы путем закачки диаммония фосфата и всего было закачано 0 4 тыс. т этого агента.  [20]

Поэтому увеличение коэффициента извлечения нефти может быть достигнуто путем целенаправленного воздействия на каждый из этих факторов в отдельности или в комплексе и подбора в зависимости от геолого-физических условий оптимальных методов ее увеличения.  [21]

При ТЭО коэффициента извлечения нефти залежей, вводимых в разработку ( для применяемых на этой стадии вариантов) с регулярными системами размещения скважин, целесообразно использовать слоистые модели пласта и одномерные модели двух-и трехфазной фильтрации. В этих вариантах прерывистость пласта учитывают с помощью коэффициента охвата вытеснением, а усреднение по толщине осуществляют с помощью модифицированных фазовых проницаемостей. При пересчете запасов в процессе разработки, когда пласт характеризуется неоднородным насыщением по простиранию и нерегулярным размещением скважин, применимы только двухмерные по простиранию геологические модели пласта и двухмерные модели двух - и трехфазной фильтрации сжимаемых и несжимаемых флюидов в терригенных и карбонатных коллекторах.  [22]

В этом случае коэффициенты извлечения нефти для контактных запасов получают как долю от коэффициента извлечения нефти для неконтактных запасов. Коэффициент извлечения нефти для неконтактных запасов принимают равным коэффициенту извлечения нефти для НЗ.  [23]

Известно, что коэффициент извлечения нефти практически не поддается регулярному текущему измерению. С определенной степенью точности он может быть подсчитан ( и подсчитывается) лишь по отработке месторождения, а рентные платежи должны выплачиваться не один раз в 10 или 20 лет и более, а регулярно в течение года.  [24]

При газонапорном режиме коэффициент извлечения нефти из пласта может достигнуть 30 - 40 % от первоначального количества нефти, находящейся в пласте.  [25]

Неточности в обосновании коэффициента извлечения нефти имеют не только научное, но и конкретное экономическое значение, ибо многократная промывка пласта водой с целью извлечь неизвлекаемую при реализованной системе разработки нефть наносит экономический ущерб, а выбор научно-обоснованной системы разработки обеспечит прибыль.  [26]

Модели для определения коэффициента извлечения нефти на вновь открытой залежи и на стадии ее оценки должны основываться на наборе показателей, значения которых получены на дату подсчета.  [27]

Модели для определения коэффициента извлечения нефти на вновь открытой залежи и на стадии оценки должны базироваться на наборе показателей, значения которых получены на дату подсчета.  [28]

Для изучения зависимости коэффициента извлечения нефти от количества прошедшей через залежь ( внедрившейся в залежь) воды строят график, называемый характеристикой вытеснения.  [29]

При применении полимерных растворов коэффициенты извлечения нефти оказались практически одинаковыми для вытеснения нефти ( рис. 4, б): 0 77 - в плоской модели и 0 78 - в линейной, что связано с выравниванием подвижностей нефти и вытесняющего агента.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru


Смотрите также