Конечный коэффициент - нефтеизвлечение
Cтраница 1
Конечный коэффициент нефтеизвлечения для всех групп с увеличением Кп увеличивается, то есть КИН тем больше, чем более однороден продуктивный пласт. [1]
Для повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения необходимо проведение дополнительных мероприятий с учетом геологической модели объекта и характера распределения остаточных запасов в объеме залежи. Выполненные исследования по анализу заводнения коллекторов с использованием разработанной в Татарстане и апробированной в других регионах методики позволили получить данные о структуре, величине и местоположении остаточных запасов нефти. Кроме того, в целом по участку 19 9 % геологических запасов относится к категории трудноизвлекаемых, и они не могут быть выработаны традиционными способами. [2]
Важнейшим показателем разработки является конечный коэффициент нефтеизвлечения. Ввиду отсутствия достаточного количества данных по неньютоновскпм месторождениям Башкирии, для прогнозирования коэффициента нефтеизвлечения были обработаны данные для более чем двухсот месторождений Азербайджана. По результатам обработки были определены прогнозные коэффициенты нефтеизвлечения и для некоторых месторождений Башкирии, в частности Арланского. Учитывая сравнительно невысокую точность промысловых данных для прогноза коэффициента, а также для выбора геолого-технических мероприятий и повышения эффективности обработки призабойных зон скважин применены помехоустойчивые методы - адаптационные. [3]
Одним из важнейших направлений увеличения текущего и конечного коэффициента нефтеизвлечения является выявление невыработанных зон, участков и выбор, а затем проведение соответствующих наиболее высокоэффективных технологий воздействия на эти пласты. Многопластовость объекта разработки предъявляет дополнительные требования к выявлению таких зон, участков по каждому из разрабатываемых пластов по разрезу и по площади. [4]
Оценить влияние закачки композиции НПАВ на конечный коэффициент нефтеизвлечения пока невозможно. В работе [54] сделана попытка проанализировать работу добывающих скважин, находящихся под воздействием нагнетательных скважин, принимающих водный раствор НПАВ с использованием характеристик вытеснения по методам Сазонова, Максимова, Камбарова и Пирвердяна. [5]
 |
Динамика технологических показателей разработки.., I - при неизменных условиях. 2 - по первому. [6] |
Наибольший прирост в добыче нефти ( конечного коэффициента нефтеизвлечения) наблюдается в первом варианте, т.е. когда мероприятия по ИНФП в пласте проведены в начале основной стадии разработки. [7]
Необходимы новые способы разработки месторождений для повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения по истощенным объектам. Одним из методов, находящих все более широкое распространение во всем мире, является бурение горизонтальных скважин ( ГС) или боковых горизонтальных стволов ( БГС) в скважинах нерентабельного и отработанного фонда. Так, в ряде случаев по истощенным объектам за счет подключения тупиковых зон были получены фонтанные притоки нефти, и конечный коэффициент нефтеизвлечения удалось повысить на 5 - 8 %, Бурение ГС на законсервированных из-за нерентабельности эксплуатации месторождениях позволило ввести их в промышленную разработку. [8]
При условии разработки данного участка без применения ГРП конечный коэффициент нефтеизвлечения оценивается в 0.224. При проведении ГРП на 1 / 3 действующего фонда скважин прирост коэфсрициента нефтеизвлечения составит 0.021, а конечный коэффициент нефтеизвлечения оценивается в 0.245. С учетом последующего применения физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов коэффициент нефтеизвлечения утвержденный ГКЗ - 0.258 будет достигнут. [9]
Из таблицы следует, что извлекаемые запасы и прогнозные конечные коэффициенты нефтеизвлечения, определенные по характеристике вытеснения, различаются в зависимости от плотности сетки скважин и из-за внедрения различных мероприятий на эксплуатационных объектах. [10]
С учетом отмеченных факторов по величине выработки запасов нефти конечным коэффициентом нефтеизвлечения из высокопроницаемых разностей пород с проявлением гидрофобной характеристики пластовой системы можно утверждать, что при холодном заводнении залежи с соблюдением баланса отбора и закачки ( Рш const) выработка запасов нефти осуществляется только из высокопроницаемых перовых и трещинных систем, охваченных заводнением. В этом случае может быть осуществлена приближенная оценка балансовых запасов нефти, заключенных в высокопроницаемых разностях пород. [11]
 |
Схемы закрытых резервуаров. [12] |
Кроме этого, строят карты перемещения контуров нефтеносности и подсчитывают значение текущего и конечного коэффициента нефтеизвлечения. [13]
Для определения степени оптимального загущения части оторочки растворителя, которая влияет как на конечный коэффициент нефтеизвлечения, так и на экономические показатели процесса вытеснения, проводили исследования на специально сконструированной установке ( рис. 3), позволяющей вести наблюдение за процессом фильтрации двух или нескольких взаиморастворимых жидкостей в пористой среде. Большая длина модели установки позволяет приблизить условия моделирования к пластовым. [14]
Теоретическое и эксперементальное изучение механизма вытеснения нефти водой во ВНИИ и ИГиРГИ показало, что низкие текущие и конечные коэффициенты нефтеизвлечения при заводнении залежей нефти повышенной и высокой вязкости связаны, прежде всего, с неустойчивым продвижением водонефтяных фронтов. [15]
Страницы: 1 2 3