Cтраница 1
Достижение конечной нефтеотдачи или остаточная нефтенасыщенность, как показывают результаты многочисленных исследований, не зависит от скорости вытеснения. Остаточная нефтенасыщенность определяется в конечном итоге объемом прокачанной через пласт воды. Это положение требует дополнительной проверки на образцах породы большой длины и при скоростях фильтрации, близких к реальным значениям. Дело в том-что если остаточная нефть за фронтом вытеснения находится в диспергированном состоянии, ее перемещение вдоль пласта возможно только в непрерывном потоке воды. [1]
Для достижения максимальной конечной нефтеотдачи возникла необходимость предотвращения дальнейшего вторжения, нефти в газонасыщенные пески и возврата ГНК к первоначальному положению в зонах его опускания. [2]
По залежам с повышенной вязкостью нефти достижение конечной нефтеотдачи, имеющей обычно меньшие значения, требует увеличения водонефтяных факторов до 5 - 10 и более. [3]
По залежам с повышенной вязкостью нефти достижение конечной нефтеотдачи, имеющей обычно меньшие значения, требует увеличения водонефтяных факторов до 5 - 10 и более. [4]
Основную же конечную цель геологического обслуживания разработки месторождения мы видим в достижении наибольшей конечной нефтеотдачи пластов в экономически обоснованных пределах при обязательном выполнении требований по охране недр. [5]
К сожалению, в проекте была допущена ошибка, так как проектировалось достижение конечной нефтеотдачи ( 0 585) уже в 1982 году. [6]
На многих месторождениях ( Ромашкинское, Мухановское, Узеньское, Самотлорское и др.) для достижения утвержденной конечной нефтеотдачи пластов потребовалось или потребуется пробурить значительно больше скважин, чем ранее предусматривалось. [7]
Результаты работ по использованию вытеснения нефти из пластов обогащенным газом при высоком давлении указывают на возможность достижения конечной нефтеотдачи 70 % и выше. [8]
Совершенствование систем заводнения по многим месторождениям осуществлялось параллельно с оптимизацией плотности сетки скважин, что позволило интенсифицировать разработку месторождений и заложить основы для достижения более высокой конечной нефтеотдачи пласта. [9]
Следует также совершенствовать методику определения поведения залежи нефти ( и газа) в процессе разработки при осуществлении контроля и регулирования добычи в целях достижения высокой конечной нефтеотдачи. В связи с этим стоит задача дальнейшего изучения влияния темпов разработки, а также соотношения вязкостей нефти и воды на динамику добычи и характер обводнения залежи. [10]
Полученные по приведенной схеме геолого-статистические зависимости позволяют оценить степень влияния на нефтеотдачу различных геолого-физических и технологических параметров и провести оптимизацию технологических параметров с целью достижения максимальной конечной нефтеотдачи. [11]
Когда разработка месторождения ( опытного участка) с заводнением или на режиме истощения невозможна или когда новые методы разработки ( опытного участка) начали применять после достижения конечной нефтеотдачи в условиях заводнения, то показатели, полученные при новых методах разработки объекта, рассматриваются без сопоставления с базовым вариантом. При этом вся добыча нефти и газа и все затраты по разработке объекта относятся за счет новых методов. [12]
Как показали многочисленные расчеты, соответствующие системы заводнения характеризуются не только высокой активностью и, следовательно, значительными темпами добычи нефти и большой экономической эффективностью, но и достаточно равномерным охватом залежи заводнением, что обеспечивает достижение высокой конечной нефтеотдачи. В результате достигается наибольшая эффективность применения ПАВ. [13]
По одному очень крупному нефтяному месторождению ( его начальные геологические запасы нефти были несколько меньше 1 млрд т), расположенному в Западной Сибири, наш анализ разработки задолго ( примерно за 10 лет) до печального конца предсказал негативный результат достижения конечной нефтеотдачи в 3 раза меньше официально утвержденной и в 5 раз меньше возможной рациональной. Тогда были выявлены причины этого негативного результата и предложены мероприятия радикального изменения ситуации - отказ от применяемой технологии и осуществление принципиально иной технологии. По тому месторождению начальное пластовое давление было равно 250 ат, давление насыщения нефти газом около 170 ат, минимальное забойное давление фонтанирования добывающей скважины безводной нефтью около 30 ат ( т.е. намного ниже давления насыщения), начальное газосодержание нефти около 250 м3 / т, среднее содержание в нефти асфальтенов-парафинов около 10 %, показатель снижения коэффициента продуктивности по нефти при снижении забойного давления на 1 ат в области ниже давления насыщения а 0 03 1 / ат, при снижении забойного давления ниже давления насыщения на 20 ат коэффициент продуктивности по нефти снижается в 1 8 раза, при снижении на 70 ат снижается в 8 2 раза и при снижении на 120 ат снижается в 36 6 раза. При фонтанном способе эксплуатации добывающих скважин, чтобы не произошло самопроизвольное снижение забойного давления и резкое падение дебита нефти, необходимо было забойное давление держать на уровне 170 ат, устьевое давление на уровне 70 ат, для чего постоянно применять штуцера. [14]
В 1960 - 1962 г. во ВНИИ проводили обобщение промысловых данных о нефтеотдаче месторождений Урало-Поволжья, Азербайджанской ССР, Чечено-Ингушской АССР и других районов, которые свидетельствуют 6 том, что достигнутая нефтеотдача по отдельным залежам изменяется в широких пределах даже в условиях проявления одинаковых режимов вытеснения нефти. Анализ опыта разработки залежей показал, что для достижения высокой конечной нефтеотдачи необходимо прокачать через залежь воду в количестве не менее двух-трех объемов пор, причем нефтеотдача резко увеличивается при прокачке воды 0 6 - 0 8 порового объема. По данным анализа 13 залежей ЧИАССР выявлена статистическая зависимость нефтеотдачи ( при одном и том же количестве прошедшей через пласт воды в поровых объемах залежи) от проницаемости. [15]