Cтраница 1
Высокие коэффициенты нефтеизвлечения иногда вызывают возражения со стороны ряда специалистов. [1]
Невозможность получения высоких коэффициентов нефтеизвлечения обосновывают, ссылаясь обычно на результаты экспериментальных исследований по изучению совместной фильтрации нефти ж воды или нефти и газа в пористой среде. [2]
На интенсификацию добычи нефти и достижение высоких коэффициентов нефтеизвлечения направлены гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи пластов, представляющие собой прогрессивные, постоянно развивающиеся технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме. [3]
В приведенных выше суждениях прежде всего неверна попытка обосновать невозможность получения высоких коэффициентов нефтеизвлечения ссылками на результаты экспериментальных исследований по изучению движения двухфазных жидкостей в пористой среде. Эти исследования, конечно, не охватывают всего многообразия естественных условий и не учитывают многочисленных факторов, влияющих на коэффициент нефтеизвлечения. [4]
Таким образом, приведенные данные разработки месторождений Апшеронского полуострова подтверждают возможность практического получения высоких коэффициентов нефтеизвлечения, достигающих в ряде случаев 0 8 и более. [5]
Таким образом, ссылка на экспериментальные работы по изучению движения двухфазной жидкости в пористой среде как довод, якобы подтверждающий невозможность получения высоких коэффициентов нефтеизвлечения, является несостоятельной. [6]
Недостатком данного метода является то, что из-за высокой подвижности легких углеводородов и больших вязкостных различий происходит быстрый прорыв вытесняющего агента к добывающим скважинам, вследствие чего не достигается высокий охват пласта воздействием, что в конечном итоге не позволяет получать высоких коэффициентов нефтеизвлечения. Кроме того, закаченные в пласт легкие углеводороды не могут быть в последующем полностью извлечены существующими методами, что приводит к потере дорогостоящего продукта. В новой технологии с использованием оксидата перечисленные недостатки удается избежать. [7]
Это обеспечивает однофазное состояние нефти в пласте и создание жесткого водонапорного режима. Последнее обеспечивает высокую текущую добычу жидкости и высокий коэффициент нефтеизвлечения. [8]
При обосновании системы разработки морских месторождений, месторождений за полярным кругом, непременно должны быть приняты во внимание климатические условия. Разработка таких месторождений должна учитывать быстрое их освоение с обеспечением максимальных отборов нефти и достижением высоких коэффициентов нефтеизвлечения. [9]
Для разработки залежи с применением внутрипластового движущегося очага горения чаще применяют пятиточечную сетку скважин, когда нагнетательные ( зажигательные) скважины расположены в центрах ячеек из четырех добывающих. Как видно из выше изложенного, в процессе внутрипластового горения осуществляется комплексное воздействие на продуктивный пласт: вытеснение горячими газами, паром, растворителями и горячей водой. При использовании метода ВДОГ получают высокий коэффициент нефтеизвлечения и быстрые темпы разработки нефтяной залежи. [10]
Поэтому плотность сетки скважин на месторождениях остается до сих пор малообоснованной и изменяется в довольно широких пределах. Подобную точку зрения вряд ли можно считать правильной, так как практика разработки нефтяных месторождений показывает сложное и изменчивое геологическое строение продуктивных пластов. Это следует учитывать при размещении скважин, так как иначе, несмотря на все меры технологического воздействия на пласт, высокий коэффициент нефтеизвлечения не будет достигнут. [11]
Импульсное воздействие на пласт принципиально изменяет технологию разработки нефтяного месторождения. Если стационарное заводнение способствует вытеснению нефти по направлению от нагнетательной скважины к добывающей, т.е. происходит практически двухмерная фильтрация жидкости, при которой вертикальная составляющая потока незначительна, то УПС увеличивает вертикальную фильтрацию. В данном случае обводненный высокопроницаемый прослой пласта выполняет функции галереи стока, низкопроницаемый - галереи источника. При вертикальной фильтрации расстояние между галереями значительно сокращается и даже сравнительно небольшие перепады давления ( 2 - 3 МПа) между прослоями различной проницаемости ( при общей толщине пласта в 5 м) создают высокие градиенты давления ( 0 4 - 0 6 МПа / м), которые обеспечивают надежную выработку слабопроницаемых зон пласта. Поскольку при этом нефть вытесняется по вертикали от низкопроницаемого прослоя пласта к высокопроницаемому, расстояние между которыми соизмеримо с общей толщиной продуктивного пласта, охват выработкой является максимальным, обеспечивающим высокий коэффициент нефтеизвлечения. Согласно работам [70, 96], он на 6 - 10 % выше, чем полученный при использовании традиционного способа. [12]