Нефтеизвлечение
Cтраница 2
Коэффициент нефтеизвлечения оказался практически одинаковым для вариантов с учетом и без учета компоненто-обмена между нефтью и водой. Отметим, что коэффициент компонентоизвлечения для варианта вытеснения нефти водой без учета растворимости компонентов в воде равен ( по определению) коэффициенту нефтеизвлечения. Для варианта вытеснения с учетом растворимости компонентов в воде коэффициент компонентоизвлечения прорыва воды отличается от коэффициента нефтеизвлечения за счет выноса на поверхность растворенных в воде компонентов. Из рис. 9.7.3 видно, что, если бы нефть не содержала хорошо растворимых в воде компонентов ( H2S и СО2), то компонен-тоизвлечение изменилось бы незначительно. По остальным компонентам, включая и содержащийся в нефти азот, увеличение компонентомзвлечения очень мало и находится в пределах точности расчетов. [16]
Коэффициенты нефтеизвлечения на месторождениях шельфа Охотского моря проектируются в пределах от 0 1 до 0 42 ( в среднем - 0 225), что существенно ниже фактически достигнутых показателей на территории острова ( до 0 55, в среднем - 0 35) при идентичности геологических условий. Высокий КИН на суше области был достигнут за счет применения систем разработки и методов повышения нефтеизвлечения, использование которых в условиях шельфа затруднено и экономически нецелесообразно. [17]
Механизм нефтеизвлечения в подобных объектах различен для каждой из двух полостных подсистем пластово-флюидной системы. В МПП превалирует процесс гидре газо) цинамического вытеснения нефти, более или менее содержательно описывающийся закономерностями трубной гидравлики. Вытеснение нефти из ППБ возможно лишь на режиме капиллярно-противоточнои пропитки в соответствии с закономерностями подземной гидравлики. Вполне очевидно, что если гидродинамическое вытеснение - скоротекуший процесс, то пропитка блоков длительна и обещает быть эффективной лишь при создании необходимых технологических условий. [18]
 |
Карта суммарных отборов жидкости и закачки воды на участке скв. 897. Условные обозначе - ния иа и. [19] |
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. [20]
Вопросы нефтеизвлечения решаются на основе технико-экономических предпосылок, а оптимизация коэффициента нефтеизвлечения является одной из главных задач рационального природопользования. [21]
Механизм нефтеизвлечения в подобных объектах различен для каждой из двух полостных подсистем пластово-флюидной системы. В МПП превалирует процесс гид-ро ( газо) динамического вытеснения нефти, более или менее содержательно описывающийся закономерностями трубной гидравлики. Вытеснение нефти из ППБ возможно лишь на режиме капиллярно-противоточной пропитки в соответствии с закономерностями подземной гидравлики. Вполне очевидно, что если гидродинамическое вытеснение - скоротекущий процесс, то пропитка блоков длительна и обещает быть эффективной лишь при создании необходимых технологических условий. [22]
Коэффициенты нефтеизвлечения, обоснованные в технологических схемах, подлежат дальнейшему уточнению после проведения опытно-промышленных и промышленных работ и по результатам анализа разработки. [23]
Зависимость физического нефтеизвлечения от плотности сетки скважин в общем виде дана Маскетом [179]: по мере увеличения плотности сетки скважин извлечение нефти из пласта растет, но темп роста постепенно замедляется и при дальнейшем сгущении сетки скважин остается практически неизменным. [24]
Коэффициенты физического и промышленного нефтеизвлечения по мере увеличения плотности размещения скважин на пласте от нуля до бесконечности изменяются в различных пределах. Первый изменяется от нуля до какого-то максимума, второй, изменяясь от нуля до некоторого максимума, вновь снижается до нуля. [25]
Проектная величина нефтеизвлечения по отдельным площадям и месторождению изменялась по мере накопления информации о строении пластов, площадей и отдельных участков. [26]
Предусмотренный коэффициент нефтеизвлечения ( 0 583), судя по динамике отбора жидкости, возможно не будет достигнут, но уже достигнутая нефтеотдача свидетельствует о высокой эффективности разработки месторождения. [27]
Пока зависимость нефтеизвлечения от плотности сетки скважин не установлена, выбор оптимальной плотности сеток эксплуатационных скважин для месторождений с различными условиями разработки представляет большие трудности. Решать эту задачу следует комплексно, на основе геологического, гидродинамического и технико-экономического анализа. [28]
Высокие коэффициенты нефтеизвлечения иногда вызывают возражения со стороны ряда специалистов. [29]
На эффективность нефтеизвлечения ТрИЗ значительно влияет и система размещения добывающих и нагнетательных скважин. [30]
Страницы: 1 2 3 4