Cтраница 3
В результате лабораторных исследований определены коэффициенты вытеснения нефти из пористой среды за счет капиллярных процессов в зависимости от температуры нагнетаемого теплоносителя в продуктивных отложениях пласта АА башкирского яруса Гремихинского месторождения. [31]
В Удмуртии промышленное развитие технологий нагнетания теплоносителя в пласт и термополимерное воздействие осуществлено на Гремихинском и Мишкинском нефтяных месторождениях. Гремихинское месторождение было выделено в нефтедобывающей отрасли Российской Федерации как базовый объект для экспериментальных исследований, испытаний и промышленного внедрения новых технологий, в основе которых лежат улучшенные процессы нагнетания теплоносителя в нефтяной пласт. На современном этапе по Гремихин-скому месторождению завершены научно-исследовательские и опытные работы с целью создания ряда новых высокоэффективных технологий разработки залежей высоковязких неф-тей. В этой главе будут раскрыты основные особенности физической сущности новых технологий, методические подходы к оценке их эффективности и описаны результаты их промышленного применения. [32]
Качеству воды для УПГ придается исключительно большое значение. На Гремихинском месторождении исходной для питания парогенераторов является сырая вода из реки Кама. [33]
В последнем столбце числитель касается верхней, знаменатель - нижней части колонны. Как уже отмечалось, на Гремихинском месторождении проводились и проводятся промышленные испытания и внедрение различных технологий теплового воздействия на пласт: ПТВ, ИДТВ, ИДТВ ( П), ТЦВП и другие. При испытании и внедрении новых технологий используются как паронагнетательные скважины, так и добывающие. Но добывающие скважины построены без учета эксплуатации их с тепловыми нагрузками. Поэтому при каждой новой технологии нужно обосновать условия безопасной работы крепи скважины. [34]
В России значительные запасы высоковязких нефтей залегают в залежах на глубине до 1500 м, что позволяет применять тепловые методы. Этот метод применяется на башкирской карбонатной залежи Гремихинского месторождения в сочетании с использованием сложных скважинных систем ( горизонтальных и разветвление-горизонтальных скважин) с закачиванием теплоносителя. [35]
Разработана принципиальная схема оценки конечного нефтеизвлечения из объекта с неоднородными порово-трещинны-ми коллекторами, составляющими гидродинамически единую систему. Применительно к залежи нефти пласта А4 башкирского яруса Гремихинского месторождения технология ИДТВ позволяет получать приращение конечного коэффициента нефтеизвлечения по сравнению с ВГВ. [36]
Исследования, проведенные в институте ВНИ-ПИтермнефть, показали, что разработка залежи нефти Гремихинского месторождения на естественном режиме будет малоэффективной. [37]
Изучению подлежала не только качественная картина протекающих процессов, но и установление количественных показателей применительно к геологической характеристике залежи пласта А4 башкирского яруса Гремихинского месторождения. [38]
Из рисунка видно, что существует тесная линейная корреля - ционяая связь между дебатами при непрерывной и периодической эксплуатация малодебитных скважин. В табл. 6.1 под коэффициентом увеличения дебита подразумевается отношение дебита жадности при непрерывной эксплуатации скважины к дебиту жидкости при периодической откачке. Из таблицы видно, что коэффициент увеличентя дебита намного превышает 1 11 для случая ньютоновской жидкости я от залежи х залеже меняется в значительных пределах - от 1 36 на Кувавюкой площади до 3 38 на Гремихинском месторождении. [39]