Нефтеизвлечение
Cтраница 1
Нефтеизвлечение зависит от множества факторов: геолого-физических свойств коллекторов и флюидов, размеров залежей и их геологического строения, применяемой системы разработки и, прежде всего, заводнения. В свою очередь, степень влияния на нефтеизвле-чение каждого из перечисленных факторов зависит от целого ряда причин. [1]
Нефтеизвлечение ( 0 51 - 0 80) в промысловых условиях достигается за 1 5 - 4 0 года. Такие темпы выработки нефтяной залежи невозможны ( в настоящее время) ни при каких других методах извлечения нефти. Необходимо отметить, что метод создания ВДОГ, по сравнению с другими методами, является более сложным и требует более тщательного учета присущих ему особенностей и более высокой квалификации обслуживающего персонала. [2]
Промышленное нефтеизвлечение стремится к нулю не только при бесконечном разрежении сетки скважин, но и при бесконечном ее уплотнении, ибо при очень плотной сетке затраты на проводку и эксплуатацию скважин настолько велики, что себестоимость нефти, извлекаемой из пласта, превышает предельное значение ее, при котором разработка пласта рентабельна. [3]
Поскольку нефтеизвлечение зависит от количества воды, прошедшей через замыв, и от темпа отбора ее, то и здесь указанные неравновесности могут быть успешно использованы. [4]
Эффективность нефтеизвлечения из наклонно направленных добывающих скважин с применением адаптирующегося заводнения является низкой: с каждой тонной нефти отбирается примерно 1000 м3 газа шапки и более 6 м3 воды. [5]
Полноту нефтеизвлечения из шестых горизонтов мы проконтролировали, изучив все каротажные диаграммы большого количества скважин, проведенных на нижележащие пласты. В результате был установлен резкий спад кривой удельного сопротивления пород разработанных горизонтов, что со всей очевидностью указывает на полноту извлечения нефти. [6]
Коэффициент нефтеизвлечения, составляющий в настоящее время 52.1 % от потенциального содержания нефти в руде, не является пределом. Техническое совершенствование существующей схемы позволит увеличить отбор нефтепродуктов до 65 - 70 % от содержания нефти в руде. [7]
Коэффициент нефтеизвлечения для газового режима может быть принят 0 20 - 0 25, для водонапорного режима 0 60 - 0 75 и для газоводонапорного 0 40 - 0 55 в зависимости от вязкости нефти, однородности пласта и плотности размещения скважин на залежи. Значение объемного коэффициента колеблется в зависимости от сорта нефти и количества растворенного газа. [8]
Повышение нефтеизвлечения, таким образом, возможно за счет интенсификации процесса вытеснения, уплотнения сетки скважин и повышения охвата пласта заводнением путем широкомасштабного внедрения методов увеличения нефтеотдачи. [9]
Увеличение нефтеизвлечения из продуктивного пласта при нагнетании в него теплоносителя происходит за счет изменения свойств нефти и воды, находящихся в пласте, в результате повышения температуры. С увеличением температуры вязкость нефти, ее плотность и межфазовое отношение понижаются, а упругость паров повышается, что положительно влияет на нефтеизвлечение. В качестве рабочего агента применяется водяной пар или горячая вода, которые обладают высокой удельной теплоемкостью и хорошими нефтевытесняющими способностями. [10]
Увеличению нефтеизвлечения при ПТВ способствуют несколько факторов. [11]
Механизм нефтеизвлечения при использовании метода ТПВ следующий: нагретый до 90 - 95 С водный раствор полиакриламида, имея вязкость 1 5 - 2 мПа - с, при закачке в нефтяной пласт поступает, прежде всего, в естественно существующую в карбонатном коллекторе систему трещин и далее проникает в глубь пласта. Таким образом, часть залежи оказывается охваченной горячим агентом воздействия, что приводит к снижению вязкости нефти, содержащейся в блоках ( матрице) трещиновато-порового коллектора. Общие гидравлические сопротивления пласта начинают возрастать. [12]
 |
Карта суммарных отборов жидкости и закачки воды на участке скв. 897. Условные обозначения на и. [13] |
Оценка нефтеизвлечения на участке без скважин второй орбиты показала, что при расстоянии между добывающими скважинами и очагом заводнения 400 м она составила бы 23 % ( вовлеченные запасы на 1.01.93 г. - 152 тыс. т; балансовые запасы в зоне дренажа скв. По отдельным зонам текущая выработка запасов происходит неравномерно. Наилучшая выработка наблюдается в зонах скв. [14]
Эффективность нефтеизвлечения из наклонно направленных добывающих скважин с применением адаптирующегося заводнения является низкой: с каждой тонной нефти отбирается примерно 1000 м3 газа шапки и более 6 м3 воды. [15]
Страницы: 1 2 3 4