Неравномерность - вытеснение - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Дипломат - это человек, который посылает тебя к черту, но делает это таким образом, что ты отправляешься туда с чувством глубокого удовлетворения. Законы Мерфи (еще...)

Неравномерность - вытеснение - нефть

Cтраница 1


Неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой можно представить через неоднородность по проницаемости слоев и пластов рассматриваемого объекта.  [1]

Показатель неравномерности вытеснения нефти ( V2 - квадрат коэффициента вариации) и коэффициент различия физических свойств ц0, установленные по небольшой представительной группе обводнившихся скважин, могут быть применены по всем остальным проектным скважинам месторождения.  [2]

Параметр неравномерности вытеснения нефти агентом в типичную добывающую скважину ( V2) необходим для проектирования разработки нефтяной залежи или для корректировки ее ранее запроектированной динамики основных технологических показателей - годовых отборов нефти и агента и годового числа работающих скважин. Этот параметр можно оценить ориентировочно косвенным путем по данным геофизических исследований или по данным исследования представительной совокупности образцов керна. Его также можно оценить с хорошей точностью прямым путем по данным продолжительной эксплуатации и обводнения отдельных скважин при соблюдении следующих обязательных условий: забойные давления у каждой рассматриваемой добывающей скважины и у соседних взаимодействующих с ней должны быть одинаковыми и неизменными во времени; одинаковыми и неизменными во времени должны быть забойные давления у нагнетательных скважин, обеспечивающих закачкой воды выделенные добывающие скважины.  [3]

Степень неравномерности вытеснения нефти из отдельных пропластков можно установить по профилям приемистости и притока, полученным при исследовании эксплуатационных и нагнетательных скважин с помощью глубинных приборов.  [4]

5 Три варианта возможного расположения низкопроницаемого включения. [5]

Но зато неравномерность вытеснения нефти агентом ( только из-за низкопроницаемого включения) вообще отсутствует. Итак, варианты 1 и 2 являются контрастными противоположными: по варианту 1 не происходит снижение проницаемости, но возникает заметная неравномерность; а по варианту 2 не возникает неравномерность вытеснения нефти, но происходит существенное снижение проницаемости.  [6]

Это: показатель неравномерности вытеснения нефти водой в добывающую скважину, взаимно связывающий начальные извлекаемые запасы нефти и начальные извлекаемые запасы расчетной жидкости; коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющей воды, позволяющий от начальных извлекаемых запасов реальной весовой жидкости перейти к начальным извлекаемым запасам расчетной жидкости и обратно, от дебитов и накопленных отборов реальной весовой жидкости перейти к деби-там и накопленным отборам расчетной жидкости и обратно. Переход от весовой жидкости к расчетной и обратно от расчетной к весовой позволяет вынести за скобки влияние различия физических свойств нефти и жидкости и радикально облегчить основные расчеты.  [7]

Но в действительности, неравномерность вытеснения нефти не является низкой, а наоборот достаточно высокой, что становится видно по невысокому суммарному отбору нефти, примерно соответствующему извлекаемым запасам нефти начального безводного периода.  [8]

Этот коэффициент зависит от неравномерности вытеснения нефти агентом. До прорыва вытесняющего агента эта неравномерность примерно одинаковая для различных вытесняющих агентов, особенно, с учетом колоссальной сосредоточенности фильтрационных сопротивлений вблизи забоев добывающих и нагнетательных скважин.  [9]

Уменьшить V2 - показатель неравномерности вытеснения нефти можно многими путями: проектированием более равномерной сетки скважин, повышением качества бурения и эксплуатации скважин, применением циклического заводнения, чтобы устранить влияние межпластовой и межслойной неоднородности по проницаемости; изоляцией с помощью металлических пласто-перекрывателей и химических реагентов отдельных пластов и обособленных слоев, достигших предельной обводненности.  [10]

Здесь были показаны примеры расчета величины неравномерности вытеснения нефти закачиваемым агентом и величины коэффициента использования подвижных запасов нефти, который прямо пропорционален коэффициенту нефтеотдачи пластов. Увеличение или уменьшение коэффициента использования подвижных запасов нефти означает пропорциональное увеличение или уменьшение коэффициента нефтеотдачи.  [11]

В представленных здесь расчетах принимали, что неравномерность вытеснения нефти создается только в период закачки воды, которую осуществляют строго при замкнуто-упругом режиме.  [12]

Принимается условие, что факторы, влияющие на неравномерность вытеснения нефти водой, независимы, действуют одновременно и между ними нет функциональной и корреляционной связей.  [13]

Уточним расчет, как и прежде считаем, что неравномерность вытеснения нефти создается в период закачки воды.  [14]

Кз - коэффициент использования подвижных запасов нефти, учитывает неравномерность вытеснения нефти агентом в пределах эксплуатируемого скважиной объема нефтяных пластов, а также предельно допустимую максимальную долю вытесняющего агента в дебите жидкости. На величину этой доли влияют: различие физических свойств нефти и агента и величина предельно допустимых текущих экономических затрат на 1 т добычи нефти. Необходимые для расчета этого коэффициента формулы уже были приведены.  [15]



Страницы:      1    2    3    4