Cтраница 2
Величина коэффициента извлечения нефти зависит от многих факторов, характер которых по существу вытекает из формулы ( XII. Действительно, если пренебречь возможными погрешностями расчетов, то видно, что полный конечный коэффициент извлечения нефти зависит от двух групп параметров. [16]
Увеличение коэффициента извлечения нефти может быть достигнуто путем целенаправленного воздействия на каждый из рассмотренных факторов в отдельности или в комплексе. Так, снижение вязкости нефти ( тепловые методы воздействия) или увеличение вязкости вытесняющего агента ( полимерное заводнение) приводят к увеличению коэффициента охвата. [17]
В среднем коэффициент извлечения нефти, стоящий на Государственном балансе запасов полезных ископаемых РФ, составляет 21 %, что свидетельствует о низкой эффективности применения традиционных систем разработки для выработки запасов нефти из таких коллекторов, поэтому поиск вариантов эффективного вовлечения в разработку нефтяных залежей в сложнопостроенных коллекторах является важным направлением развития нефтедобывающей отрасли региона. [18]
Проведено сравнение коэффициентов извлечения нефти в НПК на основе статистических моделей и по модели DISPO. В выборке были представлены объекты Западной Сибири, Урало-Поволжья, Украины. Все объекты - с терригенным коллектором и практически однородны. На основе этих данных была построена статистическая модель КИН для НПК. Для учета капиллярных сил построена вторая модель КИН для НПК. [19]
Для увеличения коэффициента извлечения нефти ( КИН) из продуктивных пластов Первомайского месторождения из физико-химических методов широко использовались: закачка серной кислоты в пласты с подстилающей водой ( Д / 2), закачка поверхностно активных веществ ( ПАВ) в пласт Д, микробиологические методы воздействия. Микробиологические методы были использованы путем закачки диаммония фосфата и всего было закачано 0 4 тыс. т этого агента. [20]
Поэтому увеличение коэффициента извлечения нефти может быть достигнуто путем целенаправленного воздействия на каждый из этих факторов в отдельности или в комплексе и подбора в зависимости от геолого-физических условий оптимальных методов ее увеличения. [21]
При ТЭО коэффициента извлечения нефти залежей, вводимых в разработку ( для применяемых на этой стадии вариантов) с регулярными системами размещения скважин, целесообразно использовать слоистые модели пласта и одномерные модели двух-и трехфазной фильтрации. В этих вариантах прерывистость пласта учитывают с помощью коэффициента охвата вытеснением, а усреднение по толщине осуществляют с помощью модифицированных фазовых проницаемостей. При пересчете запасов в процессе разработки, когда пласт характеризуется неоднородным насыщением по простиранию и нерегулярным размещением скважин, применимы только двухмерные по простиранию геологические модели пласта и двухмерные модели двух - и трехфазной фильтрации сжимаемых и несжимаемых флюидов в терригенных и карбонатных коллекторах. [22]
В этом случае коэффициенты извлечения нефти для контактных запасов получают как долю от коэффициента извлечения нефти для неконтактных запасов. Коэффициент извлечения нефти для неконтактных запасов принимают равным коэффициенту извлечения нефти для НЗ. [23]
Известно, что коэффициент извлечения нефти практически не поддается регулярному текущему измерению. С определенной степенью точности он может быть подсчитан ( и подсчитывается) лишь по отработке месторождения, а рентные платежи должны выплачиваться не один раз в 10 или 20 лет и более, а регулярно в течение года. [24]
При газонапорном режиме коэффициент извлечения нефти из пласта может достигнуть 30 - 40 % от первоначального количества нефти, находящейся в пласте. [25]
Неточности в обосновании коэффициента извлечения нефти имеют не только научное, но и конкретное экономическое значение, ибо многократная промывка пласта водой с целью извлечь неизвлекаемую при реализованной системе разработки нефть наносит экономический ущерб, а выбор научно-обоснованной системы разработки обеспечит прибыль. [26]
Модели для определения коэффициента извлечения нефти на вновь открытой залежи и на стадии ее оценки должны основываться на наборе показателей, значения которых получены на дату подсчета. [27]
Модели для определения коэффициента извлечения нефти на вновь открытой залежи и на стадии оценки должны базироваться на наборе показателей, значения которых получены на дату подсчета. [28]
Для изучения зависимости коэффициента извлечения нефти от количества прошедшей через залежь ( внедрившейся в залежь) воды строят график, называемый характеристикой вытеснения. [29]
При применении полимерных растворов коэффициенты извлечения нефти оказались практически одинаковыми для вытеснения нефти ( рис. 4, б): 0 77 - в плоской модели и 0 78 - в линейной, что связано с выравниванием подвижностей нефти и вытесняющего агента. [30]