способ определения коэффициента отбора нефти и газа. Коэффициент отбора нефти


способ определения коэффициента отбора нефти и газа - патент РФ 2074317

Использование: испытание нефтяных и газовых скважин. Сущность изобретения: за период непрерывного процесса отбора нефти или газа, полностью зарегистрированного глубинным манометром, определяют начальное пластовое давление, отбирают максимально возможное количество нефти или газа и определяют текущее давление, соответствующее количеству отобранных нефти или газа. Коэффициент отбора определяют как отношение этого количества к разности между начальным и текущим пластовыми давлениями. 1 ил., 1 табл. Изобретение относится к испытанию нефтяных и газовых скважин, в том числе в процессе бурения. Опубликована статья Газалян Г.С.Авдеев О.К.Грошев Е.Б. Деревянко М.К. Оценка параметров пласта, рассчитанных по данным, полученным в процессе бурения и пробной эксплуатации скважин (Журнал Бурение, 1970, N 1). На разведочных площадях в Белоруссии, Пермской и Оренбургской областях и в других районах, после окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны, перед пробной эксплуатацией, как правило, проводят солянокислотную обработку карбонатных коллекторов, вследствие чего гидродинамические параметры-коэффициенты продуктивности, гидропроводности бывают в несколько раз выше, чем в процессе бурения. За период пробной эксплуатации залежи зачастую отбирают значительные количества жидкости, в результате чего изменяются параметры пласта, которые и не могут быть постоянными во времени при дренировании залежи. В Ненецком автономном округе на Ардалинском нефтяном месторождении в настоящее время совместное предприятие "Полярное Сияние" американской фирмы "Конако" и объединение "Архангельскгеология" бурят эксплуатационные скважины. За 15 лет участники планируют добыть и реализовать 16 млн. тонн нефти. Именно к этому сводятся все гидродинамические расчеты с меняющимися во времени параметрами. (Рязанцев Н.Ф. Карнаухов М.Л. Белов А.Е. Испытание скважин в процессе бурения М. Недра, 1982,с.273 )на с. 273 привели 4. "Оценка промышленной перспективности испытываемых объектов при получении понижающих значений давления в конце закрытых периодов при двух и трехцикловых испытаниях". В нем, в частности, сказано: двух и трехцикловые испытания позволяют более уверенно оценивать промышленную перспективность продуктивных горизонтов, т.е. тех, которые по результатам испытания оцениваются как нефте-газонасыщенные. Практически любому геологу очень трудно дать согласие на отказ от испытания в колонне объекта, оказавшегося продуктивным при испытании в открытом стволе. Для этого ему необходимы неопровержимые данные о бесперспективности такого объекта. Наряду с этим, технологической службе буровой организации весьма трудно согласиться с необходимостью спуска эксплуатационной колонны на объект, который хотя и дал продукцию, но при этом обладает тенденцией к неуклонному понижению давления по мере отбора из него флюида. В таких случаях многоцикловые испытания оказывают неоценимую услугу при интерпретации. Авторы делают вывод, что все сказанное свидетельствует о том, насколько важно правильно и тщательно организовывать испытание в открытом стволе, добиваться окончательного результата. На стр. 274 приведен пример испытания скважины 4 Минеральная в интервале 5228-5288 м. 1-й открытый период 10 мин, 1-й закрытый период 40 мин, 2-й открытый период 60 мин, 2-й закрытый период 130 мин. Уровень в трубах повысился на 140 метров, отобрали попутный нефтяной газ. Разница между величинами давления в конце первого и второго закрытых периодов составила 6,3 МПа. Экстраполяция кривых давления дала два значения пластового давления 82,7 и 77,2 МПа, скин-эффект оказался равным соответственно 3,07 и 4,4, что свидетельствует о незагрязненности призабойной зоны. "Излом" графика Хорнера (для второй КВД) свидетельствует о том, что проницаемость удаленной зоны пласта еще ниже, чем проницаемость зоны. Назначать пласт к испытанию в колонне явно нецелесообразно. На стр. 276 приведен пример испытания скважин 253 Октябрьская в интервале 4895-4896 м. После повторного (17.08.76 г.) трехциклового испытания давления в конце первого и второго закрытых периодов (61,8 и 58,8 МПа) оказались практически такими же, как и при первом испытании. В конце третьего закрытого периода давление оказалось равным 53,6 МПа. Общая продолжительность испытания составила почти 15,5 ч. За счет притока газа с нефтью объем жидкости в бурильных трубах увеличился на 3,5 м3. По результатам двух испытаний оказалось возможным сделать заключение о том, что фораминифоровые отложения в скважине 253 продуктивны, однако размеры проницаемого участка ствола ограничены; пласт, хотя и имеет область питания с начальным давлением 62 МПа, быстро истощается и поэтому промышленной ценности не представляет. Следует добавить, что после дальнейшего углубления этой скважины и вскрытия верхнемеловых отложений при испытании последних обнаружили аналогичную картину. Даже после многократных кислотных обработок пласты работали с затухающим дебитом. Таким образом и верхнемеловые отложения имели ограниченную проницаемую область, которая быстро истощалась при отборе из нее нефти. В Ненецком автономном округе с 16.11.93 г. по 16.12.93 г. испытывали скважину N 1 Северная Хоседа. Интервал перфорации 3040-3076 м, начальное пластовое давление 31,154 МПа. Ровно за 10 суток на одном режиме отобрали 3915,5 тонн нефти. Кривую восстановления давления (КВД) фиксировали 20 суток глубинным манометром с электронным блоком памяти. Через компьютер и принтер блок памяти выдал таблицы забойного давления и температуры примерно через 1 мин и их непрерывный график за все 30 сут испытания. В течение открытого периода забойное давление непрерывно уменьшалось до 27,555 МПа. В конце закрытого периода оно восстановилось до 30,062 МПа, что меньше начального статического пластового давления на 1,092 МПа. Начальные значения КВД приведены в нижеследующей таблице. На чертеже приведен график, который можно считать типовым. На нем выделяются: 1. Крутой подъем КВД до значения 28,23 МПа. 2. Близкие к прямолинейным участки, которые становятся все более пологими и охватывают период в 44 часа: от 28,23 до 28,38 МПа, от 28,38 до 28,54 МПа, от 28,54 до 28,67 МПа, от 28,67 до 38,77 МПа, Муравьев В.М. Справочник мастера по добыче нефти (М. Недра, 1975) на с. 75, в частности, указал: "Для анализа и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений строят карты изобар. Сравнение таких карт, построенных в разное время, позволяет установить происходящие в пласте изменения. Можно построить также ряд производственных графиков соотношения между отбором жидкости и пластовым давлением. Заявителю довелось работать по замерам пластового давления к картам изобар, отражающим текущее пластовое давление. В последнем примере в течение 20 сут фиксировали повышение пластового давления. Закрытый период вдвое превысил открытый, как и в первом примере. То есть в обоих случаях ставилась задача проследить восстановление текущего пластового давления до статического. К карте изобар замеряют именно текущее пластовое давление, останавливая высокодебитные фонтанирующие скважины не более чем на 1 ч. В процессе поисково-разделочных работ на нефть и газ проводят испытание скважин, в том числе в процессе их бурения. Как правило отбор флюида при испытании производят из одной скважины на месторождении и соотношение между его отбором и текущим пластовым давлением возможно оценить по изменению последнего в депрессивной воронке. Можно считать, что в период крутого подъема КВД выравнивается давление в депрессивной воронке, которое затем сравнительно медленно восстанавливается до статического пластового давления. На графике такой период соответствует давлению в 28,23 МПа. Таким образом можно считать, что количеству нефти в 3915,5 тонн непрерывно отобранной за 10 сут со средним дебитом в 391,55 тонн/сут соответствует текущее пластовое давление в 28,23 МПа. Важно отметить, что в указанные 10 сут забойное давление непрерывно падало, отражая падение текущего пластового (не забойного) давления. 1 МПа падения текущего пластового давления в данном случае соответствует отбору нефти в количестве: 3915,5:(31,154 28,23) 3915,5:2,92 1341 тонн/МПа. 31,154 начальное статическое пластовое давление. По приведенным данным и конечному забойному давлению в 27,555 МПа коэффициент продуктивности скважины равен 391,55:(28,23 27,555) 391,55:0,745 426 тонн/сут- МПа. 14 декабря 1992 г Госгортехнадзор России утвердил Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности М. НПО ОТБ, 1993. В них приведен раздел 4.5 из 22 пунктов "Исследование скважин трубными испытателями пластов". В его пункте 4.5, в частности, записано: "Технология проведения исследований должна выбираться с учетом целей и задач испытание объекта на забое скважины сразу же после вскрытия его бурением. Испытания проводят без выпуска жидкости долива или пластового флюида на поверхность с максимально возможной депрессией в двухцикловом режиме; технология испытания объекта с выпуском пластового флюида на поверхность применяется при повторном спуске ИТП для оценки промышленной значимости газо- или нефтенасыщенного пласта". Пункт 4.5.12. оговаривает условия испытания скважины с выводом пластового флюида на поверхность. Таким образом встал вопрос оценки промышленной значимости продуктивного пласта в процессе бурения, до спуска эксплуатационной колонны, чему будет способствовать предлагаемый коэффициент отбора нефти и газа. Аналогом является упомянутый Муравьевым В.М. график соотношения между отбором жидкости (газа) и пластовым давлением. Аналог и изобретение выражают одну и ту же зависимость, последнее начальную прямолинейную. Принципиальная разница между ними в сроках определения этой зависимости. Изобретение представляет определение коэффициента отбора нефти и газа по результатам испытания объекта в процессе бурения или в эксплуатационной колонне на стадии разведки месторождения для оценки промышленной значимости залежи и принятия обоснованного решения. Аналог предусматривает построение графика по результатам разработки залежи, когда практически нет необходимости принимать решение. Технический результат изобретения выразится в следующем: 1. В получении достаточно полной информации на стадии разведки месторождения, позволяющей решать вопрос и вводе его в разработку. 2. В сокращении второго закрытого периода в пользу предыдущего открытого. При испытании в процессе бурения второй закрытый период возможно сократить до 3-х ч, о чем сказано ниже. В качестве причин, препятствующих получению указанного технического результата, заявитель указывает следующее. 1. В бывшей системе Мингео СССР запасы всех без исключения открытых месторождений нефти и газа подлежали защите в ГКЗ СССР, независимо от сроков ввода месторождений в разработку, ГКЗ принимало результаты испытания только в колонне. 2. Пункт 14.15 Единых технических правил ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях, 1983 гласит: "Испытание объекта через промежуточную или эксплуатационную колонну является обязательным, если наличие нефти, газа или газоконденсата подтверждено опробованием в процессе бурения". Сущность изобретения. В процессе разработки залежи ее текущее пластовое давление непрерывно меняется. Существует зависимость между отбором флюида и текущим пластовым давлением. И эта начальная прямолинейная зависимость, численное значение которой в дальнейшем может быть иной, в значительной мере характеризует промышленную значимость залежи в целом. Указанная зависимость выражается в виде коэффициента отбора нефти или газа как отношение количества отобранного флюида к разности между начальным и текущим пластовым давлением, соответствующей отбору, как показано выше. Весь процесс должен быть непрерывным и зарегистрированным глубинным манометром. В приведенном примере коэффициент отбора нефти определен в 1341 тонну на 1 МПа падения текущего пластового давления. Коэффициент продуктивности определен в 426 тонн/сут- МПа. Постановлением Совета Министров СССР N 299 от 08.04.84 г. была утверждена Классификация запасов месторождений перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. В ней, в частности предусмотрено, что мерилом дебитности вновь открытого месторождения следует считать коэффициент продуктивности скважины (дебит нефти или газа на 1 МПа депрессии). При этом рекомендуется следующие категории продуктивности нефтяных скважин, т/МПасут: малодебитные до 5 среднедебитные 5-20 высокодебитные более 20 Скважина N 1 Северная Хоседа весьма высокопродуктивная, однако в ней отмечено падение пластового давления, темп которого отражает коэффициент отбора нефти. Приведенный пример хорошо согласуется с разработкой в конце шестидесятых начале семидесятых годов высокодебитных месторождений в Белоруссии. Там также солянокислотными обработками поднимали коэффициенты продуктивности скважин до 100 и выше. В приказном порядке отбор нефти доводили до 10% от "бумажных" запасов. Результатом было стремительное падение пластовых давлений и добычи нефти. Изложенное подтверждает насколько важно дополнить коэффициент продуктивности скважины коэффициентом отбора нефти и газа. 3070 метров в скважине N 1 Северная Хоседа. Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения. В 1990 году Нарьян-Марская нефтегазоразведочная экспедиция испытала трубным испытателем пластов в открытом стволе один из объектов в скважине N 206 Инзырейской в течение 3-х сут, сжигая нефть на факеле. Глубинные манометры спускали как обычно через лубрикатор фонтанной арматуры. Этот вопрос назрел и практически доказана возможность до 3-х сут оставлять инструмент в скважине. Из изложенного следует, что по результатам испытания скважины трубными испытателями пластов первоначально решают вопрос спуска эксплуатационной колонны. Следующий вопрос ввод вновь открытого месторождения в разработку. Для его решения потребуется испытание в эксплуатационной колонне. И для решения вопроса ввода месторождения в разработку возможно определить и учесть коэффициент отбора нефти и газа, достоверность определения которого зависит от количества отобранного флюида. Василевский В.Н. и Петров А.И. в книге Техника и технология определения параметров скважины и пластов М. Недра, 1989, в частности, указали: разработаны также механизмы часовых приводов с продолжительностью хода от одной заводки 64,128 и 256 ч. Длина часовых приводов составляет 830 мм при диаметре корпуса 22 мм. При замере количества отобранного флюида проблемы нет. Замер текущего пластового давления изложен достаточно полно. При испытании ИТП в открытом стволе желательно установить на устье образцовый манометр и дождаться подъема уровня до устья, что довелось наблюдать заявителю. В этом случае глубинный манометр должен записать подъем уровня до устья, а далее КВД можно снимать по показаниям образцового манометра. При испытании ИТП общее время ограничено. С целью отбора максимального количества нефти второй закрытый период возможно ограничить тремя часами по аналогии с замерами текущего пластового давления к карте изобар на промысле. В примере по скважине N 1 Северная Хоседа через три ч КВД текущее забойное давление равнялось 28,1 МПа. По графику текущее пластовое давление, соответствующее отбору нефти в 3915,5 т, равное 28,23 МПа установить через 8 ч. Исходя из значения в 28,1 МПа, условно соответствующему количеству отобранной нефти, коэффициент отбора нефти определяется в 1282 т на один МПа, что на практике можно считать одинаковым с определенным выше в 1341 т на МПа. В данном случае решающее значение имеет количество непрерывно отобранной нефти.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ определения коэффициента отбора нефти и газа, заключающийся в том, что за период непрерывного процесса отбора нефти или газа, полностью зарегистрированного глубинным манометром, определяют начальное пластовое давление, отбирают максимально возможное количество нефти или газа и определяют текущее давление, соответствующее количеству отобранных нефти или газа, а коэффициент отбора определяют как отношение этого количества к разности между начальным и текущим пластовыми давлениями в тоннах на МПа для нефти и НМ3 на МПа для газа.

www.freepatent.ru

Способ определения коэффициента отбора нефти и газа

Использование: испытание нефтяных и газовых скважин. Сущность изобретения: за период непрерывного процесса отбора нефти или газа, полностью зарегистрированного глубинным манометром, определяют начальное пластовое давление, отбирают максимально возможное количество нефти или газа и определяют текущее давление, соответствующее количеству отобранных нефти или газа. Коэффициент отбора определяют как отношение этого количества к разности между начальным и текущим пластовыми давлениями. 1 ил., 1 табл.

,

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ

Изобретение относится к испытанию нефтяных и газовых скважин, в том числе в процессе бурения. Опубликована статья Газалян Г.С.Авдеев О.К.Грошев Е.Б. Деревянко М.К. Оценка параметров пласта, рассчитанных по данным, полученным в процессе бурения и пробной эксплуатации скважин (Журнал Бурение, 1970, N 1). На разведочных площадях в Белоруссии, Пермской и Оренбургской областях и в других районах, после окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны, перед пробной эксплуатацией, как правило, проводят солянокислотную обработку карбонатных коллекторов, вследствие чего гидродинамические параметры-коэффициенты продуктивности, гидропроводности бывают в несколько раз выше, чем в процессе бурения. За период пробной эксплуатации залежи зачастую отбирают значительные количества жидкости, в результате чего изменяются параметры пласта, которые и не могут быть постоянными во времени при дренировании залежи. В Ненецком автономном округе на Ардалинском нефтяном месторождении в настоящее время совместное предприятие "Полярное Сияние" американской фирмы "Конако" и объединение "Архангельскгеология" бурят эксплуатационные скважины. За 15 лет участники планируют добыть и реализовать 16 млн. тонн нефти. Именно к этому сводятся все гидродинамические расчеты с меняющимися во времени параметрами. (Рязанцев Н.Ф. Карнаухов М.Л. Белов А.Е. Испытание скважин в процессе бурения М. Недра, 1982,с.273 )на с. 273 привели 4. "Оценка промышленной перспективности испытываемых объектов при получении понижающих значений давления в конце закрытых периодов при двух и трехцикловых испытаниях". В нем, в частности, сказано: двух и трехцикловые испытания позволяют более уверенно оценивать промышленную перспективность продуктивных горизонтов, т.е. тех, которые по результатам испытания оцениваются как нефте-газонасыщенные. Практически любому геологу очень трудно дать согласие на отказ от испытания в колонне объекта, оказавшегося продуктивным при испытании в открытом стволе. Для этого ему необходимы неопровержимые данные о бесперспективности такого объекта. Наряду с этим, технологической службе буровой организации весьма трудно согласиться с необходимостью спуска эксплуатационной колонны на объект, который хотя и дал продукцию, но при этом обладает тенденцией к неуклонному понижению давления по мере отбора из него флюида. В таких случаях многоцикловые испытания оказывают неоценимую услугу при интерпретации. Авторы делают вывод, что все сказанное свидетельствует о том, насколько важно правильно и тщательно организовывать испытание в открытом стволе, добиваться окончательного результата. На стр. 274 приведен пример испытания скважины 4 Минеральная в интервале 5228-5288 м. 1-й открытый период 10 мин, 1-й закрытый период 40 мин, 2-й открытый период 60 мин, 2-й закрытый период 130 мин. Уровень в трубах повысился на 140 метров, отобрали попутный нефтяной газ. Разница между величинами давления в конце первого и второго закрытых периодов составила 6,3 МПа. Экстраполяция кривых давления дала два значения пластового давления 82,7 и 77,2 МПа, скин-эффект оказался равным соответственно 3,07 и 4,4, что свидетельствует о незагрязненности призабойной зоны. "Излом" графика Хорнера (для второй КВД) свидетельствует о том, что проницаемость удаленной зоны пласта еще ниже, чем проницаемость зоны. Назначать пласт к испытанию в колонне явно нецелесообразно. На стр. 276 приведен пример испытания скважин 253 Октябрьская в интервале 4895-4896 м. После повторного (17.08.76 г.) трехциклового испытания давления в конце первого и второго закрытых периодов (61,8 и 58,8 МПа) оказались практически такими же, как и при первом испытании. В конце третьего закрытого периода давление оказалось равным 53,6 МПа. Общая продолжительность испытания составила почти 15,5 ч. За счет притока газа с нефтью объем жидкости в бурильных трубах увеличился на 3,5 м3. По результатам двух испытаний оказалось возможным сделать заключение о том, что фораминифоровые отложения в скважине 253 продуктивны, однако размеры проницаемого участка ствола ограничены; пласт, хотя и имеет область питания с начальным давлением 62 МПа, быстро истощается и поэтому промышленной ценности не представляет. Следует добавить, что после дальнейшего углубления этой скважины и вскрытия верхнемеловых отложений при испытании последних обнаружили аналогичную картину. Даже после многократных кислотных обработок пласты работали с затухающим дебитом. Таким образом и верхнемеловые отложения имели ограниченную проницаемую область, которая быстро истощалась при отборе из нее нефти. В Ненецком автономном округе с 16.11.93 г. по 16.12.93 г. испытывали скважину N 1 Северная Хоседа. Интервал перфорации 3040-3076 м, начальное пластовое давление 31,154 МПа. Ровно за 10 суток на одном режиме отобрали 3915,5 тонн нефти. Кривую восстановления давления (КВД) фиксировали 20 суток глубинным манометром с электронным блоком памяти. Через компьютер и принтер блок памяти выдал таблицы забойного давления и температуры примерно через 1 мин и их непрерывный график за все 30 сут испытания. В течение открытого периода забойное давление непрерывно уменьшалось до 27,555 МПа. В конце закрытого периода оно восстановилось до 30,062 МПа, что меньше начального статического пластового давления на 1,092 МПа. Начальные значения КВД приведены в нижеследующей таблице. На чертеже приведен график, который можно считать типовым. На нем выделяются: 1. Крутой подъем КВД до значения 28,23 МПа. 2. Близкие к прямолинейным участки, которые становятся все более пологими и охватывают период в 44 часа: от 28,23 до 28,38 МПа, от 28,38 до 28,54 МПа, от 28,54 до 28,67 МПа, от 28,67 до 38,77 МПа, Муравьев В.М. Справочник мастера по добыче нефти (М. Недра, 1975) на с. 75, в частности, указал: "Для анализа и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений строят карты изобар. Сравнение таких карт, построенных в разное время, позволяет установить происходящие в пласте изменения. Можно построить также ряд производственных графиков соотношения между отбором жидкости и пластовым давлением. Заявителю довелось работать по замерам пластового давления к картам изобар, отражающим текущее пластовое давление. В последнем примере в течение 20 сут фиксировали повышение пластового давления. Закрытый период вдвое превысил открытый, как и в первом примере. То есть в обоих случаях ставилась задача проследить восстановление текущего пластового давления до статического. К карте изобар замеряют именно текущее пластовое давление, останавливая высокодебитные фонтанирующие скважины не более чем на 1 ч. В процессе поисково-разделочных работ на нефть и газ проводят испытание скважин, в том числе в процессе их бурения. Как правило отбор флюида при испытании производят из одной скважины на месторождении и соотношение между его отбором и текущим пластовым давлением возможно оценить по изменению последнего в депрессивной воронке. Можно считать, что в период крутого подъема КВД выравнивается давление в депрессивной воронке, которое затем сравнительно медленно восстанавливается до статического пластового давления. На графике такой период соответствует давлению в 28,23 МПа. Таким образом можно считать, что количеству нефти в 3915,5 тонн непрерывно отобранной за 10 сут со средним дебитом в 391,55 тонн/сут соответствует текущее пластовое давление в 28,23 МПа. Важно отметить, что в указанные 10 сут забойное давление непрерывно падало, отражая падение текущего пластового (не забойного) давления. 1 МПа падения текущего пластового давления в данном случае соответствует отбору нефти в количестве: 3915,5:(31,154 28,23) 3915,5:2,92 1341 тонн/МПа. 31,154 начальное статическое пластовое давление. По приведенным данным и конечному забойному давлению в 27,555 МПа коэффициент продуктивности скважины равен 391,55:(28,23 27,555) 391,55:0,745 426 тонн/сут- МПа. 14 декабря 1992 г Госгортехнадзор России утвердил Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности М. НПО ОТБ, 1993. В них приведен раздел 4.5 из 22 пунктов "Исследование скважин трубными испытателями пластов". В его пункте 4.5, в частности, записано: "Технология проведения исследований должна выбираться с учетом целей и задач испытание объекта на забое скважины сразу же после вскрытия его бурением. Испытания проводят без выпуска жидкости долива или пластового флюида на поверхность с максимально возможной депрессией в двухцикловом режиме; технология испытания объекта с выпуском пластового флюида на поверхность применяется при повторном спуске ИТП для оценки промышленной значимости газо- или нефтенасыщенного пласта". Пункт 4.5.12. оговаривает условия испытания скважины с выводом пластового флюида на поверхность. Таким образом встал вопрос оценки промышленной значимости продуктивного пласта в процессе бурения, до спуска эксплуатационной колонны, чему будет способствовать предлагаемый коэффициент отбора нефти и газа. Аналогом является упомянутый Муравьевым В.М. график соотношения между отбором жидкости (газа) и пластовым давлением. Аналог и изобретение выражают одну и ту же зависимость, последнее начальную прямолинейную. Принципиальная разница между ними в сроках определения этой зависимости. Изобретение представляет определение коэффициента отбора нефти и газа по результатам испытания объекта в процессе бурения или в эксплуатационной колонне на стадии разведки месторождения для оценки промышленной значимости залежи и принятия обоснованного решения. Аналог предусматривает построение графика по результатам разработки залежи, когда практически нет необходимости принимать решение. Технический результат изобретения выразится в следующем: 1. В получении достаточно полной информации на стадии разведки месторождения, позволяющей решать вопрос и вводе его в разработку. 2. В сокращении второго закрытого периода в пользу предыдущего открытого. При испытании в процессе бурения второй закрытый период возможно сократить до 3-х ч, о чем сказано ниже. В качестве причин, препятствующих получению указанного технического результата, заявитель указывает следующее. 1. В бывшей системе Мингео СССР запасы всех без исключения открытых месторождений нефти и газа подлежали защите в ГКЗ СССР, независимо от сроков ввода месторождений в разработку, ГКЗ принимало результаты испытания только в колонне. 2. Пункт 14.15 Единых технических правил ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях, 1983 гласит: "Испытание объекта через промежуточную или эксплуатационную колонну является обязательным, если наличие нефти, газа или газоконденсата подтверждено опробованием в процессе бурения". Сущность изобретения. В процессе разработки залежи ее текущее пластовое давление непрерывно меняется. Существует зависимость между отбором флюида и текущим пластовым давлением. И эта начальная прямолинейная зависимость, численное значение которой в дальнейшем может быть иной, в значительной мере характеризует промышленную значимость залежи в целом. Указанная зависимость выражается в виде коэффициента отбора нефти или газа как отношение количества отобранного флюида к разности между начальным и текущим пластовым давлением, соответствующей отбору, как показано выше. Весь процесс должен быть непрерывным и зарегистрированным глубинным манометром. В приведенном примере коэффициент отбора нефти определен в 1341 тонну на 1 МПа падения текущего пластового давления. Коэффициент продуктивности определен в 426 тонн/сут- МПа. Постановлением Совета Министров СССР N 299 от 08.04.84 г. была утверждена Классификация запасов месторождений перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. В ней, в частности предусмотрено, что мерилом дебитности вновь открытого месторождения следует считать коэффициент продуктивности скважины (дебит нефти или газа на 1 МПа депрессии). При этом рекомендуется следующие категории продуктивности нефтяных скважин, т/МПа·сут: малодебитные до 5 среднедебитные 5-20 высокодебитные более 20 Скважина N 1 Северная Хоседа весьма высокопродуктивная, однако в ней отмечено падение пластового давления, темп которого отражает коэффициент отбора нефти. Приведенный пример хорошо согласуется с разработкой в конце шестидесятых начале семидесятых годов высокодебитных месторождений в Белоруссии. Там также солянокислотными обработками поднимали коэффициенты продуктивности скважин до 100 и выше. В приказном порядке отбор нефти доводили до 10% от "бумажных" запасов. Результатом было стремительное падение пластовых давлений и добычи нефти. Изложенное подтверждает насколько важно дополнить коэффициент продуктивности скважины коэффициентом отбора нефти и газа. 3070 метров в скважине N 1 Северная Хоседа. Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения. В 1990 году Нарьян-Марская нефтегазоразведочная экспедиция испытала трубным испытателем пластов в открытом стволе один из объектов в скважине N 206 Инзырейской в течение 3-х сут, сжигая нефть на факеле. Глубинные манометры спускали как обычно через лубрикатор фонтанной арматуры. Этот вопрос назрел и практически доказана возможность до 3-х сут оставлять инструмент в скважине. Из изложенного следует, что по результатам испытания скважины трубными испытателями пластов первоначально решают вопрос спуска эксплуатационной колонны. Следующий вопрос ввод вновь открытого месторождения в разработку. Для его решения потребуется испытание в эксплуатационной колонне. И для решения вопроса ввода месторождения в разработку возможно определить и учесть коэффициент отбора нефти и газа, достоверность определения которого зависит от количества отобранного флюида. Василевский В.Н. и Петров А.И. в книге Техника и технология определения параметров скважины и пластов М. Недра, 1989, в частности, указали: разработаны также механизмы часовых приводов с продолжительностью хода от одной заводки 64,128 и 256 ч. Длина часовых приводов составляет 830 мм при диаметре корпуса 22 мм. При замере количества отобранного флюида проблемы нет. Замер текущего пластового давления изложен достаточно полно. При испытании ИТП в открытом стволе желательно установить на устье образцовый манометр и дождаться подъема уровня до устья, что довелось наблюдать заявителю. В этом случае глубинный манометр должен записать подъем уровня до устья, а далее КВД можно снимать по показаниям образцового манометра. При испытании ИТП общее время ограничено. С целью отбора максимального количества нефти второй закрытый период возможно ограничить тремя часами по аналогии с замерами текущего пластового давления к карте изобар на промысле. В примере по скважине N 1 Северная Хоседа через три ч КВД текущее забойное давление равнялось 28,1 МПа. По графику текущее пластовое давление, соответствующее отбору нефти в 3915,5 т, равное 28,23 МПа установить через 8 ч. Исходя из значения в 28,1 МПа, условно соответствующему количеству отобранной нефти, коэффициент отбора нефти определяется в 1282 т на один МПа, что на практике можно считать одинаковым с определенным выше в 1341 т на МПа. В данном случае решающее значение имеет количество непрерывно отобранной нефти.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ определения коэффициента отбора нефти и газа, заключающийся в том, что за период непрерывного процесса отбора нефти или газа, полностью зарегистрированного глубинным манометром, определяют начальное пластовое давление, отбирают максимально возможное количество нефти или газа и определяют текущее давление, соответствующее количеству отобранных нефти или газа, а коэффициент отбора определяют как отношение этого количества к разности между начальным и текущим пластовыми давлениями в тоннах на МПа для нефти и НМ3 на МПа для газа.

bankpatentov.ru

Коэффициент отбора - Энциклопедия по экономике

Опыт показал, что применяемая технология разработки залежей не обеспечивает высоких коэффициентов отбора нефти. При проектировании разработки месторождения коэффициент нефтеотдачи предусматривается не более 50—60 %. На практике этот показатель значительно ниже. Поэтому ведутся постоянный поиск и внедрение эффективных мер по повышению нефтеотдачи пластов. Главными направлениями в этой части являются  [c.48] Обсудим модель (24.1) — (24.5). Условия (24.1) — (24.5) отражают в математической форме производственные возможности установок, их взаимосвязи между собой, ресурсы и производственные возможности предприятия в целом. Действительно, здесь учтены расходные нормы (коэффициенты отбора) и мощности каждой установки на данный плановый период, учтены потенциально возможное распределение материальных потоков, плановые лимиты по  [c.411]

Специфика данного предприятия, свойства его технологической схемы, производственные возможности установок и всего предприятия отражаются при численном формировании условий (24.1) — (24.5). Именно в численном формировании условий (24.1) — (24.5) заключается суть моделирования предприятия как объекта оптимизации. Пример такого формирования дан ниже. При формировании модели наглядно проявляется роль информационного обеспечения в модель входят такие показатели, как расходные нормы, коэффициенты отбора, показатели качества, удельные затраты, цены. Подобные показатели формируются и упорядочиваются при построении подсистемы информационного обеспечения.  [c.413]

Использование сырья характеризуется коэффициентом отбора основных продуктов, а по очистке показателем использования служит процент потерь.  [c.190]

Эффективность разработки месторождения характеризуется следующими показателями - удельные капитальные вложения на единицу добытого сырья, себестоимость 1 тонны нефти, производительность труда, а так же ряд дополнительных - добыча нефти на одну скважину - месяц, добыча по категориям скважин, коэффициент отбора сырья из продуктивных горизонтов. Экономический эффект на стадии разработки месторождения выражается размером прибыли, достигнутый в результате реализации нефти, уплаты налогов и платежей недропользователей. Наряду с этим эффект может быть исчислен в виде оценки извлеченного нефтяного сырья в ценах мирового рынка.  [c.75]

Рассчитываются плановые показатели добычи конденсата. Дебит по конденсату определяется исходя из дебита по газу и нормативных величин содержания конденсата в газоконденсат-ной смеси ак и коэффициента отбора конденсата по данной скважине т)к.0тб г-  [c.188]

Для измерения перечисленных характеристик в практике анализа используют множество — более сотни различных финансовых коэффициентов. Отбор коэффициентов определяется задачами проводимого анализа.  [c.159]

Отсутствие информации о динамике поступления сырья, а следовательно, и о динамике изменения их качественных и количественных показателей приводит к тому, что варьирование таких характеристик, как производительность и пробег установок, коэффициенты отбора и качество промежуточных нефтепродуктов, а в этой связи и значений контролируемых показателей смешиваемых компонентов происходит случайным образом.  [c.7]

Разбиение контролируемых параметров на два класса вероятностных величин в сильной степени зависит от длительности периода, на котором анализируется характер их варьирования. Например, такие непрерывно изменяющиеся параметры производства, как производительности установок и коэффициенты отбора полупродуктов можно отнести к первому типу случайных величин независимо от длительности периода планирования. Других математически вероятностных величин на уровне оперативного планирования и управления реализацией производственной программы НПП нет. Остальные показатели в связи с этим правомерно отнести к случайным величинам второго типа.  [c.8]

Значительное число контролируемых параметров процессов нефтепереработки характеризуется линейными и нелинейными взаимосвязями. В частности, нелинейный характер имеют связи между коэффициентами отбора и качественными показателями нефтепродуктов, между качеством товарных нефтепродуктов и количественными и качественными показателями компонентов смешения.  [c.8]

Рассмотренные модификации алгоритма решения задачи планирования нефтеперерабатывающих производств при переменных коэффициентах отбора и затрат позволяют в определенной мере сократить число итераций и объем вычислений. Однако при большой размерности исходной задачи, высоком проценте заполненности матрицы условий, большом числе варьируемых векторов и ненулевых элементов в них этот подход не обеспечивает высокой эффективности расчетной процедуры. Частично данный вопрос может быть решен с учетом особенностей прикладных задач.  [c.33]

Здесь а(-. — коэффициенты отбора или затрат a -- и af.- - соответственно,  [c.36]

В большинстве случаев в задачах планирования нефтеперерабатывающих предприятий коэффициенты d, = 1 или 0, т. к. (2.37) в основном представляет условия типа материальных балансов, а величины "соответствуют содержаниям смежных продуктов и их предельным допустимым значениям. Например, Ц может указывать номинальное значение суммы светлых, ajy и If— предельно допустимые верхние и нижние значения. По характеру определения и свойствам величины / аналогичны коэффициентам отбора. В тех случаях, когда выражение (2.37) определяет допустимое сочетание компонентов в некотором потоке при заданных качественных показателях, величины а - заранее известны. Таким образом, основное затруднение при выделении подмножеств sy в расширенном множестве S заключается в определении предельных значений коэффициентов а,-.-. В рассматриваемых нами моделях понятие коэффициент отбора" охватывает случаи отбора единичного или суммарного потока как с отдельных  [c.36]

В табл. 2.1 приведена выборка из результатов расчетов коэффициентов отбора по группе нефтеперерабатывающих предприятий. Коэффициенты вариации U, определяемые из выражения  [c.37]

Реализация технологических процессов нефтеперерабатывающих предприятий при варьируемых коэффициентах отбора характеризуется следующими особенностями.  [c.37]

Потоки с малыми значениями коэффициентов отбора имеют большие величины коэффициентов вариации. Объясняется это тем, что технологические возможности варьирования малых потоков за счет смежных весьма обширны. Единичные потоки с a [c.37]

Сезонные колебания, приводящие к изменению номинальных значений коэффициентов отбора, оказывают незначительное влияние на коэффициенты вариации.  [c.38]

Таким образом, в моделях с переменными параметрами необходим дифференцированный подход к установлению диапазонов варьирования коэффициентов отбора, базирующийся на анализе статистических данных, типа технологических процессов и качественных показателей потоков.  [c.38]

Процедура объективного подбора коэффициентов k экспертным путем является весьма трудоемкой и трудно поддается физической интерпретации, поскольку, хотя и предполагается наличие управлений, реализующих расчетные значения технологических коэффициентов из допустимой области варьирования С", конкретные величины соответствующих управлений и" неизвестны. ТАБЛИЦА 2.1. Коэффициенты отбора нефтепродуктов  [c.38]

Поток Средневзвешенный коэффициент отбора а в Коэффициент вариации U, % Примечание  [c.38]

Результаты расчета показывают, что метод оптимизации позволяет получить для коэффициентов а , как правило, более широкие, по сравнению с традиционным подходом, диапазоны варьирования. При этом следует особо отметить, что предельные значения коэффициентов рассчитаны с учетом зависимостей (239) и ограничений наложенных на качественные показатели потоков. ТАБЛИЦА 2.2. Коэффициенты отбора нефтепродуктов  [c.40]

Зависимость между качественными показателями и коэффициентами отборов полупродуктов вида (3.33) в рабочем диапазоне изменения  [c.67]

Примером связи между элементами различных вектор-столбцов в задаче оптимизации производственной программы НПП может служить параметрическая взаимосвязь варьируемых технологических коэффициентов и качественных характеристик материальных потоков, взаимосвязь коэффициентов отбора и качественных характеристик базовых компонентов, вырабатываемых в процессе разделения и вовлекаемых на смешение в товарном блоке. Следовательно, в рассматриваемом случае в стохастической задаче планирования необходимо учитывать дополнительные условия и ограничения, обеспечивающие согласованность режимов взаимосвязанных технологических звеньев не только по количественным, но и по качественным показателям, учет которых обеспечивает повышение адекватности модели планирования реальным условиям функционирования объекта.  [c.70]

Учет характеристических связей между коэффициентами отбора и качественными показателями отбираемых полупродуктов обеспечивается вводом в задачу (3.25) функциональных зависимостей вида >г- = -H(aiv) (i = I, т v= , HI, ф=п1 + 1,и), определяемых для каждого локального способа производства в отдельности.  [c.70]

Коэффициент отбора нефтепродуктов  [c.97]

Таким образом, если считать, что перерабатывается только один сорт нефти, то расчетный объем выработки собственной продукции можно принять равным произведению коэффициентов отбора на всех этапах переработки и исходного объема нефти. Этот способ расчета, собственно, и предполагается осуществимым в линейных моделях текущей производственной программы НПП, но там традиционно полагают оптимальный объем переработки нефти (а он, как указывалось, максимален) не фиксированным, а изменяющимся в некотором диапазоне.  [c.120]

Содержательная постановка рассматриваемой задачи проста и известна в различных интерпретациях. Приведем ее в интерпретации, соответствующей исследуемому процессу. Введем следующие обозначения. Пусть х — плановый объем поставки /-го сорта нефти, а — фиксированный коэффициент отбора заданной прямогонной фракции. При переработке т сортов нефтей общий объем производства данной фракции ра-  [c.148]

Приведенные здесь результаты, предназначенные прежде всего для изучения погрешностей двух типов, могут рассматриваться в качестве вспомогательного аппарата для постановки задачи стохастического программирования в нефтепереработке. Однако в практических целях важно знать не только относительную, но и абсолютную погрешность реализации плана выработки продукции, определить ожидаемую область варьирования коэффициента отбора а в зависимости от концентрации у, т. е. ее размах R (а). Точка экстремума У ах в этом случае отличается от Углах (см. формулу (5.28)), так как функция абсолютной погрешности ф (у), в отличие от А (у), имеет вид  [c.150]

Напомним, что, строго говоря, статистический анализ применим к статистически однородным случайно изменяющимся величинам, т. е. обладающим малыми флуктуациями относительно средней. Такие величины обладают определенными свойствами стабильности и асимптотически нормально распределены. В нефтепереработке к ним можно отнести производительности установок, коэффициенты отбора полупродуктов производства, показатели качества вырабатываемых фракций.  [c.153]

Найдем искомые значения коэффициентов отбора. Для этого построим лагранжиан  [c.167]

Расчет производственной программы комплекса предлагается осуществить при фиксированных коэффициентах отбора, вычисляемых по формуле (5.54).  [c.168]

Для представления в модели функциональных зависимостей, описывающих параметрические связи между коэффициентами отбора вовлекаемых на смешение промежуточных продуктов и их качественными показателями, для каждого сорта нефти на основе экспериментальных и лабораторных данных определяются зависимости между варьируемыми коэффициентами отбора и качественными показателями (октановое число) полупродуктов. В табл. 5.6 приведены указанные зависимости для нефтей, перерабатываемых на одном из рассматриваемых НПП.  [c.174]

На основе результатов предварительного анализа параметры модели, определяющие объемы перерабатываемых ресурсов, выпуск готовой продукции, производительности технологических установок и процессов, коэффициенты отбора нефтепродуктов, в зависимости от величины вариации принимаются детерминированными или случайными. Ограничения на математические ожидания невязок стохастических условий задачи выбираются в зависимости от вероятностных характеристик случайных величин с учетом рекомендаций экспертов-технологов и работников планового отдела предприятия. Аналогичным образом устанавливаются штрафы за коррекцию решения задачи. Для НПП топлив-но-масляного профиля задача календарного планирования включает порядка 1400 переменных, 940 уравнений, 300 верхних и 280 нижних граничных условий. Коэффициент заполненности матрицы условий задачи равен 0,21.  [c.178]

Блок 1 - Получение исходной планово-экономической и технологической информации". Исходная информация вводится в виде четырех массивов, первый из которых содержит данные о технологических способах производства (коэффициенты отбора и вовлечения), а также информацию о топологии нефтеперерабатывающего предприятия, а три других — соответственно, информацию о пропускных способностях установок, ресурсах исходного сырья и компонентов, плановых заданиях. Первый масс-сив вводится однократно, а информация, содержащаяся в нем, обновляется по мере изменения технологии переработки, ввода в действие новых установок, вывода установок на ремонт, реконструкции и модернизации производства.  [c.182]

Известно, что параметры являются величинами, которые характеризуют объективно присущие объекту свойства. В частности, параметры моделей технико-экономического планирования и оперативного управления в обобщенном виде характеризуют устойчивые режимы работы технологического оборудования. Основными параметрами моделей планирования нефтеперерабатывающих производств являются коэффициенты отбора нефтепродуктов, выход светлых нефтепродуктов, коэффициенты затрат различных компонентов, качественные показатели сырья, полупродуктов и товарной продукции. В процессе взаимодействия с вычислительной системой ЛПР имеет возможность получить информацию об имевших место в прошлом реализациях параметров, о физически допустимых предельных их значениях, а также о случайных изменениях в пределах допустимой области ш е ел .  [c.195]

Коэффициент отбора керосина  [c.221]

М а р т ы н о в А. П. Оптимизация производственной программы НПЗ при переменных коэффициентах отборов. Материалы республиканской на-учно-технической конференции Состояние и результаты научных исследований в вопросах разработки, добычи, транспорта и переработки нефти "и газа в Башкирии . УНИ, Уфа, 1975.  [c.104]

Здесь s — индекс вида перерабатываемого сырья (s = 1, sk) I - индекс вырабатываемого полупродукта (/=1, Lk) г - индекс товарного продукта (г — I, К) у% - количество s-ro вида сырья, перерабатываемого на f -й технологической установке (k = Г, К) -количество s-ro вида перерабатываемого сырья а (ш) - случайный коэффициент отбора 1-го полупродукта, вырабатываемого из s-ro вида сырья на fe-й установке o s(w) и sj (to) - случайные, соответственно, минимальные и максимальные значения коэффициентов отбора /-го полупродукта, вырабатываемого из s-ro вида сырья на f -й установке М (ui) - случайные граничные условия, налагаемые на технологические коэффициенты и их комбинации x sr - количество 1-го полупродукта, получаемого от s-ro вида сырья на k-ft установке и вовлекаемого в r-й товарный продукт иг - количество r-го товарного продукта f s - М-й качественный показатель 1-го продукта, получаемого от сырья s на установке k ipf — д-я качественная характеристика r-го товарного продукта, лимитируемая ГОСТом 0 1г и fy,. - случайные,.соответственно, минимальные и максимальные значения коэффициентов вовлечения 1-го полупродукта на смешение r-го продукта xlr - количество 1-го полупродукта, вовлекаемого в r-й товарный продукт bs - ограничение, налагаемое на общее количество перерабатываемого сырья s-ro вида ij — ограничение, налагаемое на количество перерабатываемого на k-й технологической установке сырья вида s br - плановое задание по выпуску r-го товарного продукта Н - известная функция сг - цена единицы r-го товарного продукта s - цена единицы s-ro вида сырья yf (0,5 1) - задаваемый уровень надежности для /-го ограничения (/= 1, т).  [c.64]

Для наглядности дальнейшего изложения в множестве векторов Kj Lj(u>) (/= 1, п) выделим упорядоченное подмножество векторов Kv = iivJ > (а>) (у= l, i z = 1, т) коэффициентов отбора полупродуктов, вовлекаемых на смешение, и подмножество векторов их качест-венных показателей, = [c.70]

Изменение коэффициента отбора uiv выходного потока в пределах случайной области Dv (GJ) приводит к соответствующему изменению его качественного показателя [c.70]

Для построения модели введем следующие обозначения Т - число календарных отрезков времени, на которое разбивается горизонт планирования QJ, — суммарный объем переработки сырья /-го вида на -й установке за -й отрезок времени дг - - количество /-го товарного продукта, смешиваемого по фиксированному рецепту s на t-м этапе планового периода, или количество s-й компоненты, вовлекаемой в /-и конечный продукт за тот же отрезок времени х — планируемый объем отгрузки товарного продукта /-на t-м этапе g/j( >) - производительность 1-й технологической установки в /-м варианте работы за t-ti отрезок времени т/ — время работы установки ( в /-м режиме на этапе / тДса) — фонд рабочего времени -й установки на t-м этапе планового периода, определяемый графиком проведения планово-предупредительных ремонтов оборудования предприятия ft/(w) - объем r-го вида сырья или полуфабриката, поступающих со стороны за отрезок времени t в соответствии с планом поставки v — запас r-го нефтепродукта, переходящий с конца f-ro этапа у° > vf— соответственно, начальный и конечный запас нефтепродукта г, установленный заданиями производственной программы vr - объем резервуаров, выделенных для хранения r-то нефтепродукта ну -задание по цыпускуг-го товарного продукта на весь горизонт планирования, определяемое показателями оптимального текущего плана предприятия а (--(и ) -коэффициент отбора r-го нефтепродукта на /-и установке в /-м варианте работы firsj — норматив затрат компоненты г по s-му рецепту смешения /-го товарного продукта S- - множество способов смешения конечного продукта / или множество вовлекаемых в него компонентов R - общее число потребляемых видов сырья и производимых товарных продуктов М - множество поступающих со стороны видов сырья или полуфабрикатов N — множество полупродуктов, вырабатываемых и потребляемых внутри НПП I. - множество реализуемых товарных продуктов / — множество технологических установок предприятия — качественная характеристика s-й компоненты смешения, вовлекаемой в /-и товарный продукт kj - чисю ремонтов (-и установки, запланированных на весь горизонт планирования / (ivf) объем отгрузки r-га продукта па г-м отрезке  [c.85]

Осуществимость подобного расчета обусловлена однозначным соответствием между вырабатываемой собственной продукцией и ассортиментом нефтей. При этом необходимо иметь в виду, что оптимальный расчет должен быть ориентирован на использование плановой нефти в полном объеме. Практические расчеты, проведенные по линейным моделям, подтверждают это как правило, оптимум целевой функции достигается тогда, когда ограничения - неравенства по сырью типа [c.120]

Рассмотрим пример. Все множество нефтей, потребляемых комплексом бакинских НПП, по выработке бензиновых дистиллятов можно разбить на два качественно отличающихся между собой подмножества азербайджанские и сибирские нефти. Для азербайджанских нефтей отбор бензиновых фракций составляет в среднем 15 % (у, =0,15), для сибирских - 23 % (у2 -0,23) [100]. Тогда, если отклонения в поставках нефтей в среднем на нефть составляют 6 = 20 %, то из формулы (5.30) следует, что наибольший размах колебаний значений а достигается, когда концентрация азербайджанских нефтей в общем объеме перерабатываемых нефтей равна у ,ах = 0,55 и соответствует коэффициенту отбора, равному а = 0,186. При этих данных наибольшее отклонение коэффициента отбора равно Фтах = 0,008, что в процентах от а составляет примерно 4,3 %.  [c.151]

economy-ru.info

Коэффициент нефтеизвлечения, текущий и конечный. Факторы, влияющие на конечный коэффициент нефтеизвлечения. Классификация методов увеличения конечного коэффициента нефтеизвлечения.

КИН – это разность между начальной и остаточной нефтенасыщенностью, отнесенная к начальной:

КИН = (Кнач-Кост)/Кнач

На КИН влияют многие факторы:

  • режим работы пласта,
  • применяемая система разработки,
  • физико-химические свойства нефти и воды.

В неоднородном пласте КИН меньше, чем в однородном (по мощности и проницаемости).

При водонапорном режиме можно определить через коэффициент вытеснения :

К = КИНкон*Кохв

В конечном счете КИН зависит от скорости вытеснения нефти водой. Для одних пластов одна скорость может оказаться достаточной, для других – в зависимости от свойств нефтесодержащих пластов и пластовых жидкостей – недостаточной.

Согласно экспериментальным и промысловым данным установлено, что при прочих условиях водонапорный режим характеризуется наибольшими КИН – 0,6 – 0,7.

При газонапорных режимах КИН несколько ниже, чем при водонапорных – 0,4.

Еще более низкими значениями КИН характеризуется гравитационный режим – 0,1 – 0,2, хотя теоретически конечный КИН может быть на уровне 0,5.

Наиболее низкими КИН характеризуются пласта, разрабатывающиеся на режиме растворенного газа –0,1 – 0,15.

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

Значения коэффициентов извлечения нефти, а следовательно и величина извлекаемых запасов по месторождению или залежи зависит от геолого-физических характеристик и неоднородности продуктивных пластов, научного уровня и обоснованности принимаемых проектных решений по технологии разработки и технике добычи нефти, экономических нормативов и критериев эффективности разработки, требований рационального использования природных, материальных и людских ресурсов, охраны недр и окружающей среды.

Новые методы разработки по виду применяемого процесса можно подразделить на следующие группы:

физико-химические методы – вытеснение нефти водными растворами химических реагенов ( полимеров, кислот , щелочей) , мицеллярными растворами и др.;

теплофизические методы – нагнетание в пласты теплоносителей – горячей воды или пара;

термохимические методы – применение процессов внутрипластового горения нефти – “сухого”, влажного или сверхвлажного, в том числе с участием щелочей, оксидата и др.;

методы вытеснения нефти смешивающимися сней агентами – растворителями, углеводородными газами под высоким давлением.

В отличии от заводнения каждый из новых методов может быть эффективно применен лишь в определенных геолого-физических условиях. Поэтому при введении того или иного нового метода важно выбрать соответствующие эксплуатационные объекты.

Заводнение с использованием химических реагенов. Эта группа новых методов основана на нагнетании в продуктивные пласты водных растворов химических веществ с концентрацией 0,02 – 0,2 % . Растворы нагнетаются в объеме пустот залежи для создания оторочки, вытесняющей нефть. Затем оторочку перемещают путем нагнетания в пласт обычной воды , называемой в этом слцчае рабочим агентом. С их помощю может быть существенно расширен диапазон значений вязкости пластовой нефти ( вплоть до 50- 60 мПа*с ), при котором возможно применение методов воздейсствия , основанных на заводнении. Применение методов в начальных стадиях разработки позволяет ожидать увеличение коэффициентовизвлечения нефти по сравнению с их величиной при обычном заводнении на 3- 10 %.

Вытеснение нефти водными расстворами полимеров.Наиболее приемлимым для этого процесса считается раствор полиакриламида ( ПАА) известкового способа нейтрализации. Добавка ПАА к нагнетаемой воде повышает вязкость и, следовательно, уменьшает относительную вязкость пластовой нефти: Мо= Мн / Мв. Это повышает усстойчивость раздела между водой и нефтью (фронта вытеснения),способствуя улучшению вытесняющих свойств воды и более полному вовлечению объема залежи в разработку.

Метод рекомендуется для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти – 10- 50 мПа*с. Учитывая возможность снижения приемистости нагнетательных скважин вследствие повышенной вязкости раствора и соответственно низких темпов разработки залежей, метод целесообразно применять при значительной проницаемости пород- коллекторов – более 0,1 мкм2. Благоприятны залежи с относительно однородным строением продуктивных пластов ,преимущественно порового типа.

Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ ПАВ.Наиболее применимыми считаются растворы неиногенных ПАВ типа ОП-10. Судя по эксплуатационным данным, добавка ПАВ в нагнетаемую воду улучшает отмывающие свойства воды:

снижается поверхностное напряжение воды на границе с нефтью,

уменьшается краевой угол смачивания и т.д.

Метод рекомендуется для залежей с водонасыщенностью пласта не более 15 % ( с учетом способности реагента к селективной адсорбции на стенках водонасыщенных пустот породы) , при вязкости пластовой нефти 5-30 мПа*с, проницаемости пласта выше 0,03- 0,04 мкм2, температуре пласта до 700 С.

Вытеснение нефти мицелярными растворами. При этом методе в качестве вытесняющего агента в пласт нагнетают мицелярный раствор ( в объеме около 10 % от пустотного пространства залежи), узкую оторочку которого перемещают широкой оторочкой буферной жидкости – раствора полимера, а последнюю- рабочим агентом – водой. Состав мицелярного раствора: легкая углеводородная жидкость+пресная вода+поверхностно-активные вещества+стабилизатор. Метод предусматривает достижение близких значений вязкости пластовой нефти, мицелярного раствора и буферной жидкости. Механизм процесса находится в стадии изучения.

Метод предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из обводненных пластов. Для применения известных мицелярных растворов рекомендуется выбирать залежи нефти в терригенных коллекторах порового типа (нетрещиноватых), относительно однородных, не содержащих карбонатного цемента. Эти требования обусловлены тем, что при перемещении растворов по резко неоднородному коллектору и при контакте его с карбонатами может нарушаться его структура. Средняя проницаемость пластов желательна более 0,1 мкм2. Рекомендуемая вязкость пластовой нефти от 3 до 20 мПа*с, поскольку при более высокой вязкости требуется большая вязкость раствора и буферной жидкости, что обуславливает технологические трудности в подготовке и нагнетании растворов. Температура пластов не должна превышать 70-900С. Допустимая глубина залегания пластов определяется теми же факторами, что и при вытеснении нефти растворами ПАА.

Теплофизические методы. Применение этих методов основано на внесении в пласт тепла с поверхности. В качестве теплоносителей применяют пар или горячую воду.

Вытеснение нефти паром. Метод рекомендуется для разработки залежей высоковязких нефтей – более 40-50 мПа*с, для которых метод заводнения не пригоден. Применение метода позволяет достигать высокой величины коэффициента извлечения нефти- 0,4-0,6 , иногда более. Высокая эффективность метода обеспечивается благодаря снижению вязкости пластовой нефти, дистилляция нефти в зоне пара, гидрофилизации породы-коллектора вследствие расплавления и удаления со стенок пор смол и асфальтенов. Выбор залежей с благоприятной для применения метода геологопромысловой характеристикой основывается главным образом на необходимости создания условий для минимальных потерь тепла при перемещении пара по скважине и затем по пласту. Глубина залегания пласта ограничивается примерно 1000 м, (для сведения - в Удмуртии этот барьер преодолен). Рекомендуемая нефтенасыщенная мощность - 10-40 м. При меньшей мощности резко возрастают потери тепла в породе, покрывающие и подстилающие продуктивный пласт. При чрезмерно большой мощности горизонта во избежание низкого охвата воздействием по вертикали возможно его расчленение на объекты. Процесс наиболее эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, так как при этом потери тепла на нагрев содержащейся в пласте воды минимальны. Более благоприятны для процесса мономинеральные (кварцевые) песчаники, менее благоприятны - полимиктовые с обломками глинистых пород. Применение метода эффективно при условии расстояний между скважинами не более 200-300 м.

Вытеснение нефти горячей водой. Этот метод может применяться для разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с целью повышения КИН из залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина в пласте. Повышение коэффициента извлечения нефти обуславливается теми же факторами, что и при нагнетании пара. Однако рассматриваемый процесс менее эффективен, поскольку он обеспечивает воздействие на пласт меньшей, чем при нагнетании пара, температуры для прогрева пласта, вследствие значительного отставания фронта прогрева пласта от фронта вытеснения нефти, требуется закачивать в пласт большие объемы горячей воды.

Метод применяется для залежей, по которым даже незначительное снижение температуры в процессе разработки может приводить к выпадению парафина в пласте и закупориванию его пор.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru

Коэффициент отбора - Справочник химика 21

    Значения коэффициентов отбора .t определены заданием  [c.688]

    Если предусмотрен промежуточный отбор газа, коэффициенты Р и V для всех ступеней после отбора должны быть снижены пропорционально уменьшению производительности, а число ступеней г в формуле (ХИ.З) должно учитывать ступени после отбора не целыми единицами, а лишь некоторыми их долями, соответствующими уменьшению производительности и равными коэффициенту отбора. [c.667]

    Обсудим модель (24.1) — (24.5). Условия (24.1) — (24.5) отражают в математической форме производственные возможности установок, их взаимосвязи между собой, ресурсы и производственные возможности предприятия в целом. Действительно, здесь учтены расходные нормы (коэффициенты отбора) и мощности каждой установки на данный плановый период, учтены потенциально возможное распределение материальных потоков, плановые лимиты по [c.411]

    Именно в численном формировании условий (24.1) — (24.5) заключается суть моделирования предприятия как объекта оптимизации. Пример такого формирования дан ниже. При формировании модели наглядно проявляется роль информационного обеспечения в модель входят такие показатели, как расходные нормы, коэффициенты отбора, показатели качества, удельные затраты, цены. Подобные показатели формируются и упорядочиваются при построении подсистемы информационного обеспечения. [c.413]

    Использование сырья характеризуется коэффициентом отбора основных продуктов, а по очистке показателем использования служит процент потерь. [c.190]

    Значительное число контролируемых параметров процессов нефтепереработки характеризуется линейными и нелинейными взаимосвязями. В частности, нелинейный характер имеют связи между коэффициентами отбора и качественными показателями нефтепродуктов, между качеством товарных нефтепродуктов и количественными и качественными показателями компонентов смешения. [c.8]

    Здесь ац - коэффициенты отбора или затрат ац и ац - соответственно, [c.36]

    ТАБЛИЦА 2.1. Коэффициенты отбора нефтепродуктов [c.38]

    В табл. 2.1 приведена выборка из результатов расчетов коэффициентов отбора по группе нефтеперерабатьшающих предприятий. [c.37]

    Потоки с малыми значениями коэффициентов отбора имеют большие величины коэффициентов вариации. Объясняется это тем, что технологические возможности варьирования малых потоков за счет смежных весьма обширны. Единичные потоки с а[c.37]

    Сезонные колебания, приводящие к изменению номинальных значений коэффициентов отбора, оказывают незначительное влияние на коэффициенты вариации. [c.38]

    Таким образом, в моделях с переменными параметрами необходим дифференцированный подход к установлению диапазонов варьирования коэффициентов отбора, базирующийся на анализе статистических данных, типа технологических процессов и качественных показателей потоков. [c.38]

    Поток Средневзвешен-ыый коэффициент отбора g Коэффициент вариации U, % Примечание [c.38]

    Зависимость между качественными показателями и коэффициентами отборов полупродуктов вида (3.33) в рабочем диапазоне изменения [c.67]

    Примером связи между элементами различных вектор-столбцов в задаче оптимизации производственной программы НПП может служить параметрическая взаимосвязь варьируемых технологических коэффициентов и качественных характеристик материальных потоков, взаимосвязь коэффициентов отбора и качественных характеристик базовых компонентов, вырабатываемых в процессе разделения и вовлекаемых на смещение в товарном блоке. Следовательно, в рассматриваемом случае в стохастической задаче планирования необходимо учитывать дополнительные условия и ограничения, обеспечивающие согласованность режимов взаимосвязанных технологических звеньев не только по количественным, но и по качественным показателям, учет которых обеспечивает повышение адекватности модели планирования реальным условиям функционирования объекта. [c.70]

    Для наглядности дальнейшего изложения в множестве векторов (/=1, и) выделим упорядоченное подмножество векторов 1, г,г= , т) коэффициентов отбора полупродуктов, вовлекаемых на смешение, и подмножество векторов их качест-венных показателей, /Г,,, = // = [ (-1, п /= , т), а ис-комое ху (/ = 1, и) разобьем на подвекторы л у (у = 1, Н1)и д ( //= = п , п). [c.70]

    Изменение коэффициента отбора и- выходного потока в пределах случайной области (со) приводит к соответствующему изменению его качественного показателя который в свою очередь является элементом вектор-столбца, описывающего операцию смешения товарного продукта. [c.70]

    Учет характеристических связей между коэффициентами отбора и качественными показателями отбираемых полупродуктов обеспечивается вводом в задачу (3.25) функциональных зависимостей вида 1 1,= = Я(а,-у) (/ = 1, т р= 1,Н1 ф=П1 + 1,п), определяемых для каждого локального способа производства в отдельности. [c.70]

    Коэффициент отбора нефтепродуктов [c.97]

    Таким образом, если считать, что перерабатывается только один сорт нефти, то расчетный объем выработки собственной продукции можно принять равным произведению коэффициентов отбора на всех этапах переработки и исходного объема нефти. Этот способ расчета, собственно, и предполагается осуществимым в линейных моделях текущей производственной программы НПП, но там традиционно полагают оптимальный объем переработки нефти (а он, как указывалось, максимален) не фиксированным, а изменяющимся в некотором диапазоне. [c.120]

    Рассмотрим пример. Все множество нефтей, потребляемых комплексом бакинских НПП, по выработке бензиновых дистиллятов можно разбить на два качественно отличающихся между собой подмножества азербайджанские и сибирские нефти. Для азербайджанских нефтей отбор бензиновых фракций составляет в среднем 15 % (7, =0,15), для сибирских - 23 % (у =0,23) [100 . Тогда, если отклонения в поставках нефтей в среднем на нефть составляют 5 = 20 %, то из формулы (5.30) следует, что наибольший размах колебаний значений а достигается, когда концентрация азербайджанских нефтей в общем объеме перерабатываемых нефтей равна соответствует коэффициенту отбора, равному а = 0,186. При этих данных наибольшее отклонение коэффициента отбора рав-но 0,008, что в процентах от а составляет примерно 4,3 %. [c.151]

    Напомним, что, строго говоря, статистический анализ применим к статистически однородным случайно изменяющимся величинам, т. е. обладающим малыми флуктуациями относительно средней. Такие величины обладают определенными свойствами стабильности и асимптотически нормально распределены. В нефтепереработке к ним можно отнести производительности установок, коэффициенты отбора полупродуктов производства, показатели качества вырабатываемых фракций. [c.153]

    Расчет производственной программы комплекса предлагается осуществить при фиксированных коэффициентах отбора, вычисляемых по формуле (5.54). [c.168]

    Для представления в модели функциональных зависимостей, описывающих параметрические связи между коэффициентами отбора вовлекаемых на смешение промежуточных продуктов и их качественными показателями, для каждого сорта нефти на основе экспериментальных и лабораторных данных определяются зависимости между варьируемыми коэффициентами отбора и качественными показателями (октановое число) полупродуктов. В табл. 5.6 приведены указанные зависимости для нефтей, перерабатываемых на одном из рассматриваемых НПП. [c.174]

    На основе результатов предварительного анализа параметры модели, определяющие объемы перерабатываемых ресурсов, выпуск готовой продукции, производительности технологических установок и процессов, коэффициенты отбора нефтепродуктов, в зависимости от величины вариации принимаются детерминированными или случайными. Ограничения на математические ожидания невязок стохастических условий задачи выбираются в зависимости от вероятностных характеристик случайных величин с учетом рекомендаций экспертов-технологов и работников планового отдела предприятия. Аналогичным образом устанавливаются штрафы за коррекцию решения задачи. Для НПП топлив-но-масляного профиля задача календарного планирования включает порядка 1400 переменных, 940 уравнений, 300 верхних и 280 нижних граничных условий. Коэффициент заполненности матрицы условий задачи равен 0,21. [c.178]

    Блок 1 - Получение исходной планово-экономической и технологической информации . Исходная информация вводится в виде четырех массивов, первый из которых содержит данные о технологических способах производства (коэффициенты отбора и вовлечения), а также информацию о топологии нефтеперерабатывающего предприятия, а три других — соответственно, информацию о пропускных способностях установок, ресурсах исходного сырья и компонентов, плановых заданиях. Первый масс-сив вводится однократно, а информация, содержащаяся в нем, обновляется по мере изменения технологии переработки, ввода в действие новых установок, вывода установок на ремонт, реконструкции и модернизации производства. [c.182]

    Коэффициент отбора керосина Исходные 0,0882 0,1 168 [c.221]

    Коэффициент отбора керосина [c.222]

    Коэффициент отбора мазута Исходные данные  [c.224]

    Коэффициент отбора дизельного топлива 3  [c.225]

    Оптимальные параметры ректификации смеси ксилолов с этилбензолом по схеме,. приведенной на рис. 1У-43, при содержании этилбензола в дистилляте 99,9% определялись в работе [44]. В табл. 1У.24 приведен соста1В сырья и продуктов разделения п ри различных коэффициентах отбора этилбензола. Оптимальные па- [c.257]

    Отсутствие информации о динамике поступления сырья, а следовательно, и о динамике изменения их качественных и количественных показателей приводит к тому, что варьирование таких харжтеристик, как производительность и пробег установок, коэффициенты отбора и качество промежуточных нефтепродуктов, а в этой связи и значений контролируемых показателей смешиваемых компонентов происходит случайным образом. [c.7]

    Рассмотренные модификации алгоритма решения задачи планирования нефтеперерабатываюших производств при переменных коэффициентах отбора и затрат позволяют в определенной мере сократить число итераций и объем вычислений. Однако при большой размерности исходной задачи, высоком проценте заполненности матрицы условий, большом числе варьируемых векторов и ненулевых элементов в них этот подход не обеспечивает высокой эффективности расчетной процедуры. Частично данный вопрос может быть решен с учетом особенностей прикладных задач. [c.33]

    В большинстве случаев в задачах планирования нефтеперерабатывающих предприятий коэффициенты дГ = 1 или О, т. к. (2.37) в основном представляет условия типа материальных бапансов, а величины /"соответ-ствуют содержаниям смежных продуктов и их предельным допустимым значениям. Например, /у/" может указывать номинальное значение суммы светлых, д.Ди 1 предельно допустимые верхние и нижние значения. По характеру определения и свойствам величины Паналогичны коэффициентам отбора. В тех случаях, когда выражение (2.37) определяет допустимое сочетание компонентов в некотором потоке при заданных качественных показателях, величины заранее известны. Таким образом, основное затруднение при вьщелении подмножеств ху в расширенном множестве 5 заключается в определении предельных значений коэффициентов a j. В рассматриваемых нами моделях понятие коэффициент отбора охватывает случаи отбора единичного или суммарного потока как с отдельных [c.36]

    Реализация технологических процессов нефтеперерабатывающих предприятий при варьируемых коэффициентах отбора характеризуется следуюощми особенностям . [c.37]

    Для построения модели введем следующие обозначения Т - число календарных отрезков времени, на которое разбивается горизонт планирования Q j -суммарный объем переработки сырья /-го вида на /-й установке за -й отрезок времени - количество /-го товарного продукта, смешиваемого по фиксированному рецепту х на /-м этапе планового периода, или количество 5-й компоненты, вовлекаемой в /-й конечный продукт за тот же отрезок времени х - планируемый объем отгрузки товарного продукта /-на Г-м этапе я,/(си) - производительность /-Й технологической установки в /-м варианте работы за -й отрезок времени Т — время работы установки / в /-м режиме на этапе / тДси) - фонд рабочего времени /-й установки на С-м этапе планового периода, определяемый графиком проведения планово-предупредительных ремонтов оборудования предприятия b ьJ) - объем г-го вида сырья или полуфабриката, поступающих со стороны за отрезок времени Г в соответствии с планом поставки v — запас /"-го нефтепродукта, переходящий с конца С-го этапа у нефтепродукта г, установленный заданиями производственной программы — объем резервуаров, вьщеленных для хранения г-го нефтепродукта -задание по выпуску г-го товарного продукта на весь горизонт планирования, определяемое показателями оптимального текущего плана предприятия а . у(со ) -коэффициент отбора г-го нефтепродукта на /-й установке в /-м варианте работы  [c.85]

    Осуществимость подобного расчета обусловлена однозначным соответствием между вырабатываемой собственной продукцией и ассортиментом нефтей. При этом необходимо иметь в виду, что оптимальный расчет должен быть ориентирован на использование плановой нефти в полном объеме. Практические расчеты, проведенные по линейным моделям, подтверждают это как правило, оптимум целевой функции достигается тогда, когда ограничения — неравенства по сырью типа Качественно это можно объяснить недостаточной загруженностью первичных установок (в среднем на 77-85 %), что находит отражение при описании количественных характеристик основных параметров, входящих в рассмотрение процессов. Так, если вести расчет от конкретного наименования нефти и, например, плановое поступление некоторого сорта нефти равно а тонн и нормативный коэффициент отбора автобензинового дистиллята в долях от единицы равен йц, то объем выработки автобензиновой фракции необходимо принять равным ОцД. Кроме того, данная фракция с целью повышения октанового числа идет на дальнейшую переработку если выход ее с установки риформинга в долях от 1 равен й2 1 (первые индексы при коэффициентах Оц и 021 означают стадию переработки), то объем выработки бензина с установки риформинга равен а21аца. В соответствии с введенной здесь терминологией этот объем входит в перечень нетоварной части собственной продукции НПК. [c.120]

    Содержательная постановка рассматриваемой задачи проста и известна в различных интерпретациях. Приведем ее в интерпретации, соответствующей исследуемому процессу. Введем следующие обозначения. Пусть X,- — плановый объем поставки г-го сорта нефти, а — фиксированный коэффициент отбора заданной прямогонной фракции. При переработке т сортов нефтей общий объем производства данной фракции равен. 2 С/Х . Следовательно, в среднем на нефть коэффициент отбора фржции-равен [c.148]

    Приведенные здесь результаты, предназначенные прежде всего для изучения погрешностей двух типов, могут рассматриваться в качестве вспомогательного аппарата для постановки задачи стохастического программирования в нефтепереработке. Однако в практических целях важно знать не только относительную, но и абсолютную погрешность реализации плана выработки продукции, определить ожидаемую область варьирования коэффициента отбора а в зависимости от концентрации у, т. е. ее размах R(a). Точка экстремума J ax этом случае отличается от Утах (см. формулу (5.28)), так как функция абсолютной погрешности ф отличие от А (у), имеет вид [c.150]

    Известно, что параметры являются величинами, которые характеризуют объективно присущие объекту свойства. В частности, параметры моделей техникоэкономического планирования и оперативного управления в обобщенном виде характеризуют устойчивые режимы работы технологического оборудования. Основными параметрами моделей планирования нефтеперерабатывающих производств являются коэффициенты отбора нефтепродуктов, выход светлых нефтепродуктов, коэффициенты затрат различных компонентов, качественные показатели сырья, полупродуктов и товарной продукции. В процессе взаимодействия с вычислительной системой ЛПР имеет возможность получить информацию об имевших место в прошлом реализациях параметров, о физически допустамых предельных их значениях, а также о случайных изменениях в пределах допустимой области из е еп . [c.195]

chem21.info

Отбор коэффициент отбора - Справочник химика 21

    Если предусмотрен промежуточный отбор газа, коэффициенты Р и V для всех ступеней после отбора должны быть снижены пропорционально уменьшению производительности, а число ступеней г в формуле (ХИ.З) должно учитывать ступени после отбора не целыми единицами, а лишь некоторыми их долями, соответствующими уменьшению производительности и равными коэффициенту отбора. [c.667]

    Значения коэффициентов отбора .t определены заданием  [c.688]

    Обсудим модель (24.1) — (24.5). Условия (24.1) — (24.5) отражают в математической форме производственные возможности установок, их взаимосвязи между собой, ресурсы и производственные возможности предприятия в целом. Действительно, здесь учтены расходные нормы (коэффициенты отбора) и мощности каждой установки на данный плановый период, учтены потенциально возможное распределение материальных потоков, плановые лимиты по [c.411]

    Именно в численном формировании условий (24.1) — (24.5) заключается суть моделирования предприятия как объекта оптимизации. Пример такого формирования дан ниже. При формировании модели наглядно проявляется роль информационного обеспечения в модель входят такие показатели, как расходные нормы, коэффициенты отбора, показатели качества, удельные затраты, цены. Подобные показатели формируются и упорядочиваются при построении подсистемы информационного обеспечения. [c.413]

    Использование сырья характеризуется коэффициентом отбора основных продуктов, а по очистке показателем использования служит процент потерь. [c.190]

    Значительное число контролируемых параметров процессов нефтепереработки характеризуется линейными и нелинейными взаимосвязями. В частности, нелинейный характер имеют связи между коэффициентами отбора и качественными показателями нефтепродуктов, между качеством товарных нефтепродуктов и количественными и качественными показателями компонентов смешения. [c.8]

    Здесь ац - коэффициенты отбора или затрат ац и ац - соответственно, [c.36]

    В табл. 2.1 приведена выборка из результатов расчетов коэффициентов отбора по группе нефтеперерабатьшающих предприятий. [c.37]

    Потоки с малыми значениями коэффициентов отбора имеют большие величины коэффициентов вариации. Объясняется это тем, что технологические возможности варьирования малых потоков за счет смежных весьма обширны. Единичные потоки с а[c.37]

    Сезонные колебания, приводящие к изменению номинальных значений коэффициентов отбора, оказывают незначительное влияние на коэффициенты вариации. [c.38]

    Таким образом, в моделях с переменными параметрами необходим дифференцированный подход к установлению диапазонов варьирования коэффициентов отбора, базирующийся на анализе статистических данных, типа технологических процессов и качественных показателей потоков. [c.38]

    ТАБЛИЦА 2.1. Коэффициенты отбора нефтепродуктов [c.38]

    Поток Средневзвешен-ыый коэффициент отбора g Коэффициент вариации U, % Примечание [c.38]

    Зависимость между качественными показателями и коэффициентами отборов полупродуктов вида (3.33) в рабочем диапазоне изменения [c.67]

    Примером связи между элементами различных вектор-столбцов в задаче оптимизации производственной программы НПП может служить параметрическая взаимосвязь варьируемых технологических коэффициентов и качественных характеристик материальных потоков, взаимосвязь коэффициентов отбора и качественных характеристик базовых компонентов, вырабатываемых в процессе разделения и вовлекаемых на смещение в товарном блоке. Следовательно, в рассматриваемом случае в стохастической задаче планирования необходимо учитывать дополнительные условия и ограничения, обеспечивающие согласованность режимов взаимосвязанных технологических звеньев не только по количественным, но и по качественным показателям, учет которых обеспечивает повышение адекватности модели планирования реальным условиям функционирования объекта. [c.70]

    Для наглядности дальнейшего изложения в множестве векторов (/=1, и) выделим упорядоченное подмножество векторов 1, г,г= , т) коэффициентов отбора полупродуктов, вовлекаемых на смешение, и подмножество векторов их качест-венных показателей, /Г,,, = // = [ (-1, п /= , т), а ис-комое ху (/ = 1, и) разобьем на подвекторы л у (у = 1, Н1)и д ( //= = п , п). [c.70]

    Изменение коэффициента отбора и- выходного потока в пределах случайной области (со) приводит к соответствующему изменению его качественного показателя который в свою очередь является элементом вектор-столбца, описывающего операцию смешения товарного продукта. [c.70]

    Учет характеристических связей между коэффициентами отбора и качественными показателями отбираемых полупродуктов обеспечивается вводом в задачу (3.25) функциональных зависимостей вида 1 1,= = Я(а,-у) (/ = 1, т р= 1,Н1 ф=П1 + 1,п), определяемых для каждого локального способа производства в отдельности. [c.70]

    Коэффициент отбора нефтепродуктов [c.97]

    Таким образом, если считать, что перерабатывается только один сорт нефти, то расчетный объем выработки собственной продукции можно принять равным произведению коэффициентов отбора на всех этапах переработки и исходного объема нефти. Этот способ расчета, собственно, и предполагается осуществимым в линейных моделях текущей производственной программы НПП, но там традиционно полагают оптимальный объем переработки нефти (а он, как указывалось, максимален) не фиксированным, а изменяющимся в некотором диапазоне. [c.120]

    Рассмотрим пример. Все множество нефтей, потребляемых комплексом бакинских НПП, по выработке бензиновых дистиллятов можно разбить на два качественно отличающихся между собой подмножества азербайджанские и сибирские нефти. Для азербайджанских нефтей отбор бензиновых фракций составляет в среднем 15 % (7, =0,15), для сибирских - 23 % (у =0,23) [100 . Тогда, если отклонения в поставках нефтей в среднем на нефть составляют 5 = 20 %, то из формулы (5.30) следует, что наибольший размах колебаний значений а достигается, когда концентрация азербайджанских нефтей в общем объеме перерабатываемых нефтей равна соответствует коэффициенту отбора, равному а = 0,186. При этих данных наибольшее отклонение коэффициента отбора рав-но 0,008, что в процентах от а составляет примерно 4,3 %. [c.151]

    Напомним, что, строго говоря, статистический анализ применим к статистически однородным случайно изменяющимся величинам, т. е. обладающим малыми флуктуациями относительно средней. Такие величины обладают определенными свойствами стабильности и асимптотически нормально распределены. В нефтепереработке к ним можно отнести производительности установок, коэффициенты отбора полупродуктов производства, показатели качества вырабатываемых фракций. [c.153]

    Расчет производственной программы комплекса предлагается осуществить при фиксированных коэффициентах отбора, вычисляемых по формуле (5.54). [c.168]

    Для представления в модели функциональных зависимостей, описывающих параметрические связи между коэффициентами отбора вовлекаемых на смешение промежуточных продуктов и их качественными показателями, для каждого сорта нефти на основе экспериментальных и лабораторных данных определяются зависимости между варьируемыми коэффициентами отбора и качественными показателями (октановое число) полупродуктов. В табл. 5.6 приведены указанные зависимости для нефтей, перерабатываемых на одном из рассматриваемых НПП. [c.174]

    На основе результатов предварительного анализа параметры модели, определяющие объемы перерабатываемых ресурсов, выпуск готовой продукции, производительности технологических установок и процессов, коэффициенты отбора нефтепродуктов, в зависимости от величины вариации принимаются детерминированными или случайными. Ограничения на математические ожидания невязок стохастических условий задачи выбираются в зависимости от вероятностных характеристик случайных величин с учетом рекомендаций экспертов-технологов и работников планового отдела предприятия. Аналогичным образом устанавливаются штрафы за коррекцию решения задачи. Для НПП топлив-но-масляного профиля задача календарного планирования включает порядка 1400 переменных, 940 уравнений, 300 верхних и 280 нижних граничных условий. Коэффициент заполненности матрицы условий задачи равен 0,21. [c.178]

    Блок 1 - Получение исходной планово-экономической и технологической информации . Исходная информация вводится в виде четырех массивов, первый из которых содержит данные о технологических способах производства (коэффициенты отбора и вовлечения), а также информацию о топологии нефтеперерабатывающего предприятия, а три других — соответственно, информацию о пропускных способностях установок, ресурсах исходного сырья и компонентов, плановых заданиях. Первый масс-сив вводится однократно, а информация, содержащаяся в нем, обновляется по мере изменения технологии переработки, ввода в действие новых установок, вывода установок на ремонт, реконструкции и модернизации производства. [c.182]

    Коэффициент отбора керосина Исходные 0,0882 0,1 168 [c.221]

    Коэффициент отбора керосина [c.222]

    Коэффициент отбора мазута Исходные данные  [c.224]

    Коэффициент отбора дизельного топлива 3  [c.225]

    Оптимальные параметры ректификации смеси ксилолов с этилбензолом по схеме,. приведенной на рис. 1У-43, при содержании этилбензола в дистилляте 99,9% определялись в работе [44]. В табл. 1У.24 приведен соста1В сырья и продуктов разделения п ри различных коэффициентах отбора этилбензола. Оптимальные па- [c.257]

    Отсутствие информации о динамике поступления сырья, а следовательно, и о динамике изменения их качественных и количественных показателей приводит к тому, что варьирование таких харжтеристик, как производительность и пробег установок, коэффициенты отбора и качество промежуточных нефтепродуктов, а в этой связи и значений контролируемых показателей смешиваемых компонентов происходит случайным образом. [c.7]

    Рассмотренные модификации алгоритма решения задачи планирования нефтеперерабатываюших производств при переменных коэффициентах отбора и затрат позволяют в определенной мере сократить число итераций и объем вычислений. Однако при большой размерности исходной задачи, высоком проценте заполненности матрицы условий, большом числе варьируемых векторов и ненулевых элементов в них этот подход не обеспечивает высокой эффективности расчетной процедуры. Частично данный вопрос может быть решен с учетом особенностей прикладных задач. [c.33]

    В большинстве случаев в задачах планирования нефтеперерабатывающих предприятий коэффициенты дГ = 1 или О, т. к. (2.37) в основном представляет условия типа материальных бапансов, а величины /"соответ-ствуют содержаниям смежных продуктов и их предельным допустимым значениям. Например, /у/" может указывать номинальное значение суммы светлых, д.Ди 1 предельно допустимые верхние и нижние значения. По характеру определения и свойствам величины Паналогичны коэффициентам отбора. В тех случаях, когда выражение (2.37) определяет допустимое сочетание компонентов в некотором потоке при заданных качественных показателях, величины заранее известны. Таким образом, основное затруднение при вьщелении подмножеств ху в расширенном множестве 5 заключается в определении предельных значений коэффициентов a j. В рассматриваемых нами моделях понятие коэффициент отбора охватывает случаи отбора единичного или суммарного потока как с отдельных [c.36]

    Реализация технологических процессов нефтеперерабатывающих предприятий при варьируемых коэффициентах отбора характеризуется следуюощми особенностям . [c.37]

    Для построения модели введем следующие обозначения Т - число календарных отрезков времени, на которое разбивается горизонт планирования Q j -суммарный объем переработки сырья /-го вида на /-й установке за -й отрезок времени - количество /-го товарного продукта, смешиваемого по фиксированному рецепту х на /-м этапе планового периода, или количество 5-й компоненты, вовлекаемой в /-й конечный продукт за тот же отрезок времени х - планируемый объем отгрузки товарного продукта /-на Г-м этапе я,/(си) - производительность /-Й технологической установки в /-м варианте работы за -й отрезок времени Т — время работы установки / в /-м режиме на этапе / тДси) - фонд рабочего времени /-й установки на С-м этапе планового периода, определяемый графиком проведения планово-предупредительных ремонтов оборудования предприятия b ьJ) - объем г-го вида сырья или полуфабриката, поступающих со стороны за отрезок времени Г в соответствии с планом поставки v — запас /"-го нефтепродукта, переходящий с конца С-го этапа у запас нефтепродукта г, установленный заданиями производственной программы — объем резервуаров, вьщеленных для хранения г-го нефтепродукта -задание по выпуску г-го товарного продукта на весь горизонт планирования, определяемое показателями оптимального текущего плана предприятия а . у(со ) -коэффициент отбора г-го нефтепродукта на /-й установке в /-м варианте работы  [c.85]

    Осуществимость подобного расчета обусловлена однозначным соответствием между вырабатываемой собственной продукцией и ассортиментом нефтей. При этом необходимо иметь в виду, что оптимальный расчет должен быть ориентирован на использование плановой нефти в полном объеме. Практические расчеты, проведенные по линейным моделям, подтверждают это как правило, оптимум целевой функции достигается тогда, когда ограничения — неравенства по сырью типа можно объяснить недостаточной загруженностью первичных установок (в среднем на 77-85 %), что находит отражение при описании количественных характеристик основных параметров, входящих в рассмотрение процессов. Так, если вести расчет от конкретного наименования нефти и, например, плановое поступление некоторого сорта нефти равно а тонн и нормативный коэффициент отбора автобензинового дистиллята в долях от единицы равен йц, то объем выработки автобензиновой фракции необходимо принять равным ОцД. Кроме того, данная фракция с целью повышения октанового числа идет на дальнейшую переработку если выход ее с установки риформинга в долях от 1 равен й2 1 (первые индексы при коэффициентах Оц и 021 означают стадию переработки), то объем выработки бензина с установки риформинга равен а21аца. В соответствии с введенной здесь терминологией этот объем входит в перечень нетоварной части собственной продукции НПК. [c.120]

    Содержательная постановка рассматриваемой задачи проста и известна в различных интерпретациях. Приведем ее в интерпретации, соответствующей исследуемому процессу. Введем следующие обозначения. Пусть X,- — плановый объем поставки г-го сорта нефти, а — фиксированный коэффициент отбора заданной прямогонной фракции. При переработке т сортов нефтей общий объем производства данной фракции равен. 2 С/Х . Следовательно, в среднем на нефть коэффициент отбора фржции-равен [c.148]

    Приведенные здесь результаты, предназначенные прежде всего для изучения погрешностей двух типов, могут рассматриваться в качестве вспомогательного аппарата для постановки задачи стохастического программирования в нефтепереработке. Однако в практических целях важно знать не только относительную, но и абсолютную погрешность реализации плана выработки продукции, определить ожидаемую область варьирования коэффициента отбора а в зависимости от концентрации у, т. е. ее размах R(a). Точка экстремума J ax этом случае отличается от Утах (см. формулу (5.28)), так как функция абсолютной погрешности ф отличие от А (у), имеет вид [c.150]

    Известно, что параметры являются величинами, которые характеризуют объективно присущие объекту свойства. В частности, параметры моделей техникоэкономического планирования и оперативного управления в обобщенном виде характеризуют устойчивые режимы работы технологического оборудования. Основными параметрами моделей планирования нефтеперерабатывающих производств являются коэффициенты отбора нефтепродуктов, выход светлых нефтепродуктов, коэффициенты затрат различных компонентов, качественные показатели сырья, полупродуктов и товарной продукции. В процессе взаимодействия с вычислительной системой ЛПР имеет возможность получить информацию об имевших место в прошлом реализациях параметров, о физически допустамых предельных их значениях, а также о случайных изменениях в пределах допустимой области из е еп . [c.195]

chem21.info

Суммарный отбор - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Суммарный отбор - нефть

Cтраница 1

Суммарный отбор нефти также зависит от Цо - коэффициента различия физических свойств нефти и агента, но также сильно зависит от V2 - расчетной послойной неоднородности. Поэтому в табл. 3.17 приведены значения v - относительного уменьшения суммарного отбора нефти при увеличении от V2 -расчетной послойной неоднородности, но при прочих равных условиях.  [1]

Суммарный отбор нефти при принятом постоянстве коэффициента вытеснения прямо пропорционален коэффициенту охвата вытеснением, а применительно к лабораторным исследованиям он будет прямо пропорционален коэффициенту использования подвижных запасов нефти, поскольку не требуется учитывать прерывистость продуктивных пластов и плотность проектной сетки размещения скважин, а также их долговечность и дублирование.  [2]

Суммарный отбор нефти к данной дате обычно называется накопленным.  [3]

Суммарный отбор нефти из пласта находится в прямой зависимости от пористости, так как последняя определяет количество нефти, содержащееся в пласте при любой дайной нефтенасыщенности. Так как содержание жидкооти в породе колеблется от 1000 до 2000 м3 / га-м при изменении пористости от 10 до 20 %, следовательно, очень важно получить наиболее достоверные данные о пористости.  [4]

Суммарный отбор нефти приводит к постепенному, но значительному снижению пластового давления в нефтяной части залежи. Это способствует сегрегации растворенного в нефти газа в свободное состояние и его продвижению и аккумуляции в газовой шапке. Выделение газа из нефти увеличивает ее вязкость, что отрицательно сказывается на дебитах нефти и конечной нефтеотдаче. Дальнейшее уменьшение пластового давления приводит к значительному росту газового фактора, который достигает максимальных значений в конечной стадии разработки.  [5]

Суммарный отбор нефти или газа по пласту устанавливается на основе проектов разработки нефтяных и газовых месторождений. Проектом предусматривается рациональная система разработки месторождения, которая обеспечивает максимальный отбор нефти при наибольшем коэффициенте нефтеотдачи и минимальных затратах на ее извлечение.  [6]

Распределение суммарных отборов нефти по скважинам крайне неравномерное и определяется в основном временем эксплуатации скважин независимо от их размещения по залежи. Так, максимальная добыча приходится па скв.  [7]

При заданном суммарном отборе нефти уменьшение средней доли нефти происходит из-за увеличения суммарного отбора воды. Такое увеличение отбора жидкости из-за увеличения отбора воды связано с увеличением неравномерности вытеснения нефти закачиваемой водой в добывающие скважины.  [8]

Qo - суммарный отбор нефти или начальные извлекаемые запасы нефти; / Сио - конечный коэффициент нефтеотдачи.  [9]

ДК - конечный суммарный отбор нефти; 2вД - текущий суммарный отбор воды; Д2 - начальный дебит воды; 2 В2 - текущий суммарный отбор воды за счет начального дебита воды.  [10]

Путем сравнения суммарного отбора нефти по отдельным скважинам можно выделить те из них, в которых в первую очередь должен быть осуществлен гидроразрыв пласта.  [11]

Изучение величин отношения суммарных отборов нефти к начальным балансовым запасам свидетельствует об активном вытеснении нефти из водонефтяной зоны к эксплуатируемым рядам Бавлинского месторождения. При получении из пласта Дт 82 8 % извлекаемых запасов нефти для скважин нефтяной зоны величина отношений колеблется в пределах 20 - 291 5 %, причем по 53 скважинам свыше 60 %, а по 40 скважинам суммарный отбор превышает начальные балансовые запасы.  [12]

Но будет ли максимальным суммарный отбор нефти ( и жидкости) - неизвестно. Поэтому критерием технологической оптимальности режима минимума энергетических затрат выбираем максимальный охват пласта заводнением.  [13]

Кз и F2 - суммарные отборы нефти и жидкости за все время разработки нефтяной залежи в долях подвижных запасов нефти, F - расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти, величины Кз и F определяются с учетом расчетной послойной неоднородности ( здесь с учетом Кзи и / Сэк, которые однозначно зависят от V - расчетной послойной неоднородности) и величины А - расчетной доли агента в дебите жидкости добывающей скважины. Поскольку два основных действующих фактора ( неоднородность пластов по проницаемости и различие нефти и вытесняющего агента по физическим свойствам - по подвижности и плотности) являются взаимно независимыми ( инвариантными), то учет их действия в методике проектирования [7] производится раздельно, поэтому величина ц0 - коэффициента различия физических свойств нефти и агента - вынесена за скобки. При этом сначала с помощью величины ( io совершается переход от весового реального вытесняющего агента к расчетному агенту ( от Л2 к А), затем учитывается неоднородность пластов в пределах отдельного среднего типичного элемента нефтяной залежи и определяются величины Кз и F, затем учитывается зональная неоднородность в пределах залежи между ее элементами и применяются уравнения разработки нефтяной залежи, соответственно получается динамика дебитов нефти, дебитов расчетной жидкости и числа работающих скважин, после чего с помощью величины / JQ совершается обратный переход от дебитов расчетной жидкости к де-битам весовой жидкости.  [14]

Нам показалось, что возможный суммарный отбор нефти на Бузовьязовском месторождении может заметно превысить официально утвержденные начальные извлекаемые запасы нефти.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru