НЕФТЬ-ГАЗ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
На главную >>


Теперь на нашем сайте можно за 5 минут создать свежий реферат или доклад

Скачать книгу целиком можно на сайте: www.nglib.ru.

Предложения в тексте с термином "Числа"

Существует большое число месторождений с осложненными условиями разработки, обусловленными повышенной вязкостью нефтей, наличием у них неньютоновских свойств.

Вопросу изучения влияния упругих колебаний на свойства неньютоновских нефтей посвящено достаточно большое число работ [14, 31, 44, 57, 75, 92, 165], из которых следует, что наложение упругих колебаний при определенных условиях деформирует и разрушает внутреннюю структуру неньютоновских нефтей, изменяет вязкоупругие и другие свойства, определяющие их реологическое и фильтрационное поведение.

При данной постановке результаты исследований носят вероятностный характер, поэтому было выполнено достаточно большое число замеров (900) и проведена их статистическая обработка.

Для расходящихся бегущих волн волновое число кг должно быть действительной величиной, т.

Длина изгибной волны в осевом направлении оказывается меньше, чем длина звуковой волны в окружающей среде, независимо от другого волнового числа ку = т//?

Здесь к = о /с, Кр = (й/ср, KS = co/cs - соответственно волновые числа; с, ср, с„ - соответственно фазовые скорости волн в жидкости, продольной и поперечной волн в массиве пород; со - круговая частота; р = -у/А,2 -?

Недостаточная изученность для данного случая процессов отражения и преломления обусловливается большим числом параметров, входящих в уравнения теории Френкеля - Био - Николаевского и характеризующих каждую конкретную ситуацию.

4), связанный с фильтрацией, можно выразить из мнимой части выражения для комплексного числа трубной волны:

8л где v - амплитуда скорости жидкости в перфорационном канале; SK - площадь сечения канала (Sx = ллк); k - волновое число колебаний.

2) где п - плотность перфорации (число отверстий на единицу длины интервала перфорации).

Поэтому если не обеспечить достаточно эффективного механизма перехода пульсирующего давления в скважине в колебательную скорость жидкости в отверстиях, то с увеличением числа перфорационных каналов объемная скорость излучателя будет падать, и ожидаемого увеличения излучаемой мощности скважины не произойдет.

— pck S'v , то эффективное поглощение 8я энергии генератора на переизлучение через отверстия в интервале перфорации будет определяться имеющимся числом п плотности перфорационных отверстий, которое также, как видно из выражения (5.

Комплексные волновые числа этих волн определяются из решения биквадратного уравнения: = PR-Q2, где

+ р22Р - 2Qp12 - ib(u~l(2Q с = РиР22 - Pia - ifcB4(pn + Р22)-Для волнового числа поперечной волны

По большому числу траекторий акустических квантов подсчитывалась интенсивность поля в 2,5-5 тысячах точек пласта с помощью вектора потока энергии где А - амплитуда волнового потенциала в среде.

Это объясняется тем, что вследствие влияния скорости деформирования, если температурные условия и число циклов нагружения совпадают, значение высокочастотного предела выносливости всегда выше его низкочастотных значений R°.

Происходят набухание глинистых компонентов и их разрушение, что приводит и к закупориванию пор, и к переносу глинистого материала (в том числе и попавших при бурении частиц бурового раствора) с последующей кольматацией низкопроницаемых участков пласта, снижаются приемистость и охват пласта как по толщине, так и по простиранию.

Сюда входят и конструктивные требования по адаптации конструкций к набору промысловых типоразмеров колонн скважин и НКТ, в том числе и к колоннам с уменьшенными диаметрами для вторых стволов скважин, и требования обеспечения эффективной генерации колебаний в достаточно широком изменении расходно-напорных характеристик нагнетания рабочей жидкости.

На всех стадиях разработки нефтяных месторождений призабойная зона пласта является основным объектом воздействия для подавляющего числа всех известных методов обработки скважин.

Виброволновое воздействие на призабойную зону скважин с полным основанием можно отнести к числу перспективных методов.

Особенностью аппаратуры АСИД-1 является одновременно-раздельная регистрация статического давления и его изменения в стенде или скважинах, а также колебаний давления (в том числе и малых), создаваемых генераторами, частотой 5-4000 Гц и амплитудой до 10 МПа с разрешающей способностью 0,02 МПа.

Несомненными общепринятыми преимуществами этого подхода являются возможности вводить в разработку сложнопо-строенные залежи с низкопроницаемыми и неоднородными коллекторами, подстилаемыми водой или с газовой шапкой, залежи с высоковязкими нефтями, увеличивать текущую добычу и нефтеотдачу за счет повышения коэффициента охвата, снижать объемы капитальных вложений за счет сокращения числа разбуриваемых скважин, снижать остроту экологических проблем из-за возможности объединения большого числа скважин в куст.

Качество оценки будет повышаться с увеличением числа скважин в обеих группах.

начало отсчета приводится к одному моменту); производится подсчет накопленной добычи нефти с начала ввода каждой скважины в эксплуатацию по состоянию на каждый месяц; суммируется накопленная добыча отдельно по всем скважинам каждой группы по состоянию на каждый месяц; путем деления суммарной накопленной добычи на число скважин в каждой группе вычисляется средняя накопленная добыча, приведенная на одну усредненную скважину, в каждой группе (такое промежуточное вычисление необходимо из-за разного числа скважин в каждой группе); определяется номер месяца, когда все скважины в обеих группах отработали одновременно, и по данным этого месяца вычисляются разности средней приведенной накопленной добычи нефти, т.

получается дополнительная добыча на одну усредненную скважину; умножением значения дополнительной добычи нефти по одной усредненной скважине на число скважин, освоенных по внедряемой технологии, находится искомая дополнительная добыча нефти за счет внедрения технологии, т.

В качестве растворителей применяются: керосин технический, по ГОСТ 18499-73; нефтяной растворитель "Нефрас-А-150/330", по ТУ 38-1011049-87Е; сольвент нефтяной тяжелый, по ТУ 38-101809-90; широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), по ТУ 38-101524-93; дистиллят или конденсат (смесь предельных углеводородов с числом атомов углерода 7-10 и плотностью 815 кг/м ).

Для ограничения притоков воды в добывающие скважины в настоящее время используют разнообразные химические реагенты и их композиции, в том числе осадко- и ге-леобразующие, обратные водонефтяные эмульсии, двух- и трехфазные пены [146].

Во время циклических операций ВДХВ процесс кавернообразования происходит равномерно во всем объеме ПЗП, в том числе и в ее удаленных от скважины областях.

, и основные из них эффективно внедряются в различных геолого-физических условиях нефтепромысловых регионов России, в том числе в Западной Сибири, Пермской области, Башкортостане и Татарстане, а также на Украине и в Казахстане.

Регион, нефтедобывающее предприятие Сроки ОПР и внедрения, годы Число скважино-операций Из них число добывающих скважин Дополнительная закачка воды, тыс.

Наибольшее число скважин обработано в Башкортостане и Татарстане.

Рассмотрим пористую среду в виде регулярной трехмерной решетки капилляров с координационным числом Z.

Гбд проведения ГТМ Ярус, горизонт, метод Число обработанных скважин Средний базовый дебит скважин по нефти, т/сут.

Число скважин с продолжением эффекта на 1.

Год проведения ГТМ Ярус, горизонт, метод Число обработанных скважин Число скважин с продолжением эффекта на 1.

Число пористых прослоев-коллекторов от 1 до 8, средняя нефтена-сыщенная толщина 3,4 м, пористость 14 %, проницаемость до 0,14 мкм2.

1 1 ) о r; г/гдег2(0,5г-1)'_z - координационное число решетки, задающее количество поровых каналов, сходящихся в одном узле, и определяющее структуру пористой среды.

Обработки по технологии ВДХВ осуществлялись в сложных условиях из-за больших толщин пластов и необходимости поинтервальной обработки с большим числом точек воздействия.

, где Аг = г - /о, а го - предельный "нижний" радиус нефтенасыщенной поры, равна единице, координационное число решетки 2=8, проницаемость kp = 0,25 мкм2.

, все попытки ее освоения, в том числе и ГРП, оказались безуспешными.

11), описывающий число сходящихся в одном узле поровых каналов, определяет особенности структуры пористой среды.

Так, структура терри-генного типа коллектора (среда гранулярного вида) описывается кубической двумерной или трехмерной решеткой капилляров с координационным числом г = 6, а структура карбонатного типа коллектора (среда с трещиноватой пористостью) характеризуется координационным числом z = 4.

Проведенные опытно-промысловые испытания показали, что технология с применением виброволнового воздействия позволяет эффективно осуществлять изоляционные работы по ограничению притока воды в скважины при значительном снижении расходов реагентов, при этом процесс закачки реагентов в скважины осуществляется с значительно меньшим числом технических ограничений, т.

работали без существенного падения продуктивности, в том числе и скв.

Преимущества данного подхода особенно проявляются на начальных этапах пробного моделирования при необходимости учета в модели большого количества факторов и недостатке числа "наблюдений".

Применение метода главных компонент позволяет заменять совокупность большого числа взаимосвязанных признаков на некоторую совокупность относительно малого числа некоррелированных параметров - обобщенных факторов процесса главных компонент с сохранением всей информации об изменчивости процесса.

Это - удельная максимальная приемистость скважины по истории работы, удельная приемистость на момент перед обработкой, отношение значения пластового давления к гидростатическому, общая толщина продуктивных интервалов, коэффициент вариации толщин продуктивных интервалов, средневзвешенный коэффициент пористости, коэффициент депрессии режима виброволновой обработки, число комплексирования с реа-гентными операциями.

Примечание, у - приращение коэффициента удельной приеми- стости после обработки, 10 м /(сут-МПа); xl - удельная максимальная приемистость скважины по истории работы, 10~'м2/(сут-МПа); х2 - удельная приемистость на момент перед вибровоздействием, м^/(сут-атм-м); *3 - коэффициент пластового давления (отношение пластового давления к гидростатическому); *4 - общая толщида продуктивных интервалов, м; х5 - коэффициент вариации толщин продуктивных интервалов; хб - средневзвешенный коэффициент пористости, %; х7 - коэффициент де- прессии режима виброобработки; хо — число комплексирования с физи- ко-химическими мероприятиями.

Наличие большого числа факторов (восемь) при небольшом числе наблюдений (23 скважины) делает необходимым для увеличения надежности прогнозной модели отбрасывание некоторого их числа, однако затруднительно определить влияние этого отсечения методом регрессионного анализа.

Число этих новых переменных в целях увеличения надежности регрессионной модели желательно уменьшить, но при этом достаточно большая часть информации об изменчивости исследуемого процесса должна быть в них сохранена.

Данная задача решается методом главных компонент, который позволяет сжать исходную информацию, описать исследуемый процесс меньшим, по сравнению с исходным набором параметров, числом обобщенных факторов - главных компонент.

Отметим, что относительно малое число первых глав

0,723 0,292 -0,034 -0,540 0,468 0,283 0,174 -0,169 -0,174 е числа 0,766 понент 0,096 lucnepcu 0,818 0,379 -0,414 0,308 -0,275 0,226 0,241 -0,131 -0,240 главных 0,669 в общун 0,084 и по гла 0,902 0,207 -0,035 0,210 0,318 -0,449 0,012 -0,109 -0,054 компот 0,406 э диспер 0,051 вНЫМ К( 0,953 0,173 -0,222 -0,091 0,006 -0,021 -0,181 0,202 0,222 1внт 0,211 сию 0,026 эмпонен 0,979 -0,007 0,055 0,135 0,139 0,097 0,240 0,203 0,131 0,166 0,021 там 1,000 ных компонент, накапливающих основную дисперсию процесса, еще раз свидетельствует о сильной коррелированно-сти исходных факторов.

Вторая главная компонента с наибольшими весами включает коэффициент депрессии режима виброволновой обработки, число комплек-сирования с реагентными операциями.

Третья главная компонента процесса с наибольшими весами включает число комплексирования с физико-химическими мероприятиями и факторы, определяющие "восприимчивость" скважины к проведению физико-химического воздействия, - максимальную приемистость и удельную приемистость скважины на момент перед воздействием.

Для моделирования процесса обработки добывающих скважин, вскрывающих девонские и бобриковские пласты Ново-Елховского месторождения, было определено 10 переменных - факторов процесса, оказывающих влияние на показатель процесса - приращение удельного дебита после обработки: максимальный дебит по нефти скважины по истории работы, дебит жидкости на момент перед обработкой, обводненность продукции перед виброволновым воздействием, общая толщина продуктивных интервалов, коэффициент вариации толщин продуктивных интервалов, средневзвешенная пористость продуктивного интервала, средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности продуктивного интервала, коэффициент пластового давления, коэффициент депрессии режима обработки, число ком-плексирования с физико-химическими мероприятиями.

Примечание, у - приращение удельного дебита пластовой жидкости после обработки, мэ/(сут-м); х\ - максимальный дебит нефти скважины по истории работы, т/сут; х2 - дебит жидкости на момент перед вибровоз- действием, м /сут; *3 - обводненность продукции перед вибровоздействием, %; дс4 - общая толщина продуктивных интервалов, м- х5 - коэффициент вариации толщин продуктивных интервалов; х& - средневзвешенная пористость интервалов, %; х7 - средневзвешенный коэффициент иефтенасыщенности интервалов; х8 - коэффициент пластово- го давления (отношение пластового давления к гидростатическому); д:9 - коэффициент депрессии режима виброоб- работки; дсЮ - число комплексирования с физико-химическими мероприятиями.

Факторы процесса Главные компоненты процесса обработки ВДХВ добывающих скважин Kl к2 кЗ к4 к5 Кб /с7 к8 к9 кЮ xl 0,281 -0,521 0,330 0,330 -0,417 0,114 0,120 0,026 0,155 0,007 х2 -0,032 -0,036 -0,297 -0,297 0,207 0,197 -0,269 0,087 -0,079 -0,044 хЗ -0,622 0,318 0,227 0,227 0,027 0,603 0,296 0,085 -0,022 -0,021 л:4 0,277 0,567 0,684 0,684 0,078 -0,077 0,006 0,007 -0,120 0,131 х5 0,268 0,725 0,539 0,539 0,124 0,232 0,034 0,055 0,075 0,141 х& -0,556 -0,297 0,572 0,572 0,470 -0,021 -0,146 -0,122 0,129 0,056 х7 -0,114 -0,795 0,345 0,345 0,164 -0,296 0,279 0,080 -0,142 -0,045 х& 0,546 0,213 -0,562 -0,562 0,372 -0,054 0,338 -0,060 0,070 0,056 *9 -0,759 0,247 -0,295 -0,295 -0,086 -0,343 0,035 0,352 0,064 0,048 x\Q 0,724 -0,271 0,201 0,201 0,194 0,216 -0,105 0,377 0,026 0,024 Собственные числа главных компонент 2,336 2,122 1,897 1,395 0,730 0,670 0,401 0,309 0,097 0,050 Вклады компонент в общую дисперсию 0,234 0,212 0,190 0,140 0,067 0,073 0,040 0,031 0,010 0,005 Накопленные доли дисперсий по главным компонентам 0,234 0,446 0,635 0,775 0,842 0,915 0,955 0,986 0,996 1,000

При этом для определенного среднего значения скорости фильтрации в порах среды может наблюдаться то или иное число случаев, когда истинная скорость потока больше критической и когда она меньше критической скорости.

Максимальный эффект повышения эффективности разработки залежи и интенсификации добычи нефти можно получить при комплексном применении новых методов: при виброволновой обработке очагов нагнетательных скважин, организации длительного виброволнового воздействия в скважинах как при закачке, в том числе и физико-химических агентов, так и при отборе, а также при периодическом вибросейсмическом воздействии на оптимально выбранных участках и объектах.

Разработаны и широко внедрены технологии с применением виброволнового воздействия, такие как технологии виброволнового и депрессионно-химического воздействий, виброволнового и пенного воздействий для осуществления обработок скважин (в том числе горизонтальных и вторых стволов действующих скважин) в условиях создания депрессий на пласт, технология кавернонакопления в карбонатных коллекторах.




Главный редактор проекта: Мавлютов Р.Р.
oglib@mail.ru