Cтраница 1
Наибольший коэффициент нефтеотдачи достигается в пятом варианте, предусматривающем проведение всех мероприятий, направленных на достижение максимального значения этого показателя. [1]
В нижнем отделе продуктивной толщи ( табл. 6.6) наибольший коэффициент нефтеотдачи ожидается по подкирмакинской свите ( 0 62) и наименьший - по кирмакинской ( 0 38), представленной тонкозернистыми песками, переслаивающимися с глинами. Промежуточное положение между ними по величине коэффициента нефтеотдачи ( 0 45) занимает калинская свита. [2]
При нагнетании рабочего агента в пласт не только интенсифицируется разработка и обеспечивается наибольший коэффициент нефтеотдачи, присущий напорным режимам, но увеличивается и давление в пласте и на забоях эксплуатационных скважин, что продлевает период фонтанного способа эксплуатации. [3]
Неоднократно к выводу о том, что более высокие скорости фильтрации обеспечивают наибольшие коэффициенты нефтеотдачи пластов Серафимовской группы месторождений, приходили И. [4]
Анализ разработки месторождений Башкирии и Татарии, проводившийся многими исследователями, показал, что наибольший коэффициент нефтеотдачи пластом наблюдается при скоростях фильтрации, превышающих некоторую, вполне определенную для каждого месторождения, величину. Туймазинского месторождения такой минимально допустимой скоростью фильтрации следует считать 8 м / год. Сабиров установили, что для девонских пластов Серафимовской группы месторождений коэффициент нефтеотдачи зависит от величины параметра vlVk, где v - скорость фильтрации, k - проницаемость породы. Когда этот параметр оказывается больше 6, коэффициент нефтеотдачи резко увеличивается. [5]
Применение новых методов позволит экономически более эффективно разрабатывать нефтяные залежи при оптимальных сетках скважин и добиваться наибольших коэффициентов нефтеотдачи. [6]
Опыт разработки нефтяных месторождений с применением заводнения показывает, что нагнетание воды в пласт не только увеличивает темпы разработки, но и обеспечивает наибольший коэффициент нефтеотдачи - 50 - 60 % от начальных запасов нефти. [7]
Однако при сгущении сетки скважин и поддержании пластового давления увеличиваются капитальные затраты на бурение скважин и обустройство промысла. Следовательно, наибольший коэффициент нефтеотдачи не является решающим критерием рациональности системы разработки. [8]
Размещение скважин на площади месторождения определяется принятой системой разработки. При этом с целью достижения наибольшего коэффициента нефтеотдачи в воду вводят различные химические добавки. [9]
В настоящее время по рассматриваемой залежи не представляется возможным делать прямые выводы о влиянии темпа разработки на конечную нефтеотдачу. Однако из кривых рис. 2 видно, что наибольший коэффициент нефтеотдачи будет достигнут по тем участкам, которые разрабатывались при сравнительно высоких темпах отбора жидкости. Очевидно, что при дальнейшей форсировке отбора жидкости из пласта необходимо эти работы проводить прежде всего на тех участках залежи, по которым поддерживался сравнительно низкий отбор жидкости. [10]
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. [11]
Выбор числа эксплуатационных и нагнетательных скважин и их взаимного расположения необходимо связывать с получением максимальной добычи нефти при минимальных объемах закачки воды, не превышающих количества изъятой из пласта жидкости. При этом будут выбраны способы наиболее интенсивного вытеснения нефти и одновременно наиболее близкие к природным условиям ее миграции, обеспечивающие наибольшие коэффициенты нефтеотдачи и использования запасов. [12]
В частности заметим, что асимптотическое приближение аппроксимирующей линии при V - QO не является основным критерием сближения реальной и подбираемой кривых. К тому же нет необходимости исследовать реологическую кривую на бесконечность, поскольку на практике важно сближение аппроксимирующей линии с реальной в областях изменения скорости фильтрации от нуля до значений, при которых может быть достигнут наибольший коэффициент нефтеотдачи. [13]
Обычно пласты неоднородны, расчленены и содержат пропластки, не прослеживающиеся по всей залежи. В условиях неоднородного, пласта, когда имеется большое число чередующихся и выклинивающихся пропластков и проницаемость по простиранию пласта изменяется, нефть, не отобранная скважинами остановленного ряда, не будет извлечена из пласта. Для получения наибольшего коэффициента нефтеотдачи из такого пласта скважины каждого ряда следует эксплуатировать до обводнения, степень которого устанавливают экономическим расчетом. [14]
В условиях неоднородного пласта, когда имеется большое количеств о чередующихся и выклинивающихся пропластков, нефть, не отобранная скважинами остановленного ряда, не будет извлечена из пласта. Вследствие этого конечный коэффициент нефтеотдачи уменьшится. С целью получения наибольшего коэффициента нефтеотдачи из такого пласта скважины каждого ряда следует эксплуатировать до полного обводнения. Практически эксплуатация обводненных скважин ведется до экономически рентабельного предела. [15]