Дополнительная нефтеотдача

Cтраница 3

Приведенные зависимости показывают, что для рассматриваемых условий неньютоновские свойства растворов не оченъ сильно влияют на дополнительную нефтеотдачу. Наименьшая дополнительная нефтеотдача наблюдается при псевдопластическом течении, а наибольшая - при дилатантном, причем чем быстрее растет подвижность полимерного раствора с увеличением скорости фильтрации, тем эффективнее его применение. [31]

Действительно, дополнительная нефтеотдача при вытеснении из неоднородных пластов всех трех типов выше, чем прирост нефтеотдачи при полимерном заводнении однородного пласта. При этом наиболее высокая нефтеотдача получена для I пласта, для II и III пластов она уменьшается. Это объясняется тем, что режим вытеснения для I пласта наиболее близок к фронтальному, так как вода или раствор полимера сначала внедряются в высокопроницаемые верхние про-пластки, а гравитационные силы способствуют их перетоку в нижерасположенные пропластки. [32]

Подсчитано, что баз нагнетания газа в пласт суммарная нефтеотдача со всего месторождения составила бы около 19000 м3, принимая конечную добычу при забрасывании скважин 16 м3 по всему промыслу. Это дает дополнительную нефтеотдачу около 2150 м3 / га. [33]

Все результаты, полученные выше для случая линейного вытеснения в однородном пласте в безразмерных координатах, остаются справедливыми и для радиального потока. Текущая нефтеотдача, доля нефти, величина дополнительной нефтеотдачи сохраняют свои значения и при переходе к размерным координатам. [34]

Среди многообразия методов увеличения нефтеотдачи пластов существуют такие, при использовании которых имеют место не только физико-химические процессы, но и химическое взаимодействие закачиваемого реагента с нефтью и минералами породы. Использование этих реагентов не только позволяет получать дополнительную нефтеотдачу, но и повышать экономичность метода за счет низкой стоимости реагента и возможности получения его в огромных количествах в виде отходов нефтеперерабатывающих и химических предприятий страны. [35]

На крупных сетках ( N 3 - 5) абсолютная погрешность определения текущей и конечной нефтеотдачи у всех ( кроме 1 - й и 3 - й) рассмотренных схем значительна. При т 1 она составляет величину порядка 6 5 - 8 5 %, что превышает дополнительную нефтеотдачу. Наиболее точна 3-я схема, которая при N 3 дает погрешность 3 7 %, а при N 5 - 1 7 %, что следует признать вполне удовлетворительной точностью. [36]

Аналогичная картина наблюдается и при доотмыве нефти оторочками растворов полимеров. Так, при доотмыве нефти оторочкой раствора в 0 3 поровых объема из обводненного на 80 % пласта дополнительная нефтеотдача при т 2 в первом случае ( бездействия гравитационных сил) достигает 10 %, а во втором - только 5 6 % от начальных балансовых запасов нефти. [37]

Реальные пласты Татарии и Западной Сибири ( см. табл. 3) по характеристике соответствующих им геологических моделей попадают именно в эту область. Эти пласты с точки зрения неоднородности типичны для указанных районов, что говорит о возможности получения достаточно высоких эффектов в виде дополнительной нефтеотдачи по большинству подобных пластов с терригенными коллекторами. [38]

Плотность размещения скважин при закачке газа в пласт. [39]

Как показывает рассмотрение теории в параграфе 9.7, газовые факторы при установившемся состоянии прохождения газа через пласт растут экспоненциально с ростом насыщения пласта свободным газом. Однако при высокой водона-сыщенности пласта ( 45 % или выше) низкое нефтенасыщение, сохранившееся в пласте в результате механизма вытеснения при режиме растворенного газа, не дает дополнительной нефтеотдачи при закачке газа в пласт ввиду плохой подвижности нефти в пластовых условиях. [40]

Плотность размещения скважин при закачке газа в пласт. [41]

Как показывает рассмотрение теории в параграфе 9.7, газовые факторы при установившемся состоянии прохождения газа через пласт растут экспоненциально с ростом насыщения пласта свободным газом. Однако при высокой водона-сыщенности пласта ( 45 % или выше) низкое нефтенасыщение, сохранившееся в пласте в результате механизма вытеснения пр режиме растворенного газа, не дает дополнительной нефтеотдачи лри закачке газа в пласт ввиду плохой подвижности нефти в пластовых условиях. [42]

Сравнение фактических и прогнозных показателей разработки опытного участка показывает их хорошее совпадение. Если предположить, что в дальнейшем на опытном участке сохранится средний темп нагнетания рабочего агента в пласт, то, как показывают расчеты, обводненность продукции 96 % будет достигнута примерно в 1978 г. При этом дополнительная нефтеотдача составит 12 % от начальных запасов нефти. На 1 т закачанного углекислого газа будет добыто около 4 т нефти. [43]

При этом методе накопленный водо-лефтяной фактор достигает наибольшего значения, превышающего на 6 % значение водонефтяного фактора при закачке обычной воды. Темпы заводнения заметно увеличиваются, что сокращает срок разработки примерно на 19 % по сравнению с базовыми вариантами. Следует заметить, что эффективность этого метода в наибольшей степени зависит от плотности и для получения большей дополнительной нефтеотдачи требуется плотность сетки меньшая, чем 12 га / скв. [44]

Интересно отметить следующий факт. В пласте с гидродинамически связанными прослоями действие гравитационных сил приводит к тому, что оторочка раствора полимера в размере 0 3 поровых объема является в технологическом отношении близкой к оптимальной. Действительно, дальнейшее увеличение объема оторочки до 0 5 поровых объема ( см. рис 53) практически не повышает дополнительную и, даже напротив, при непрерывной закачке раствора ПАА дополнительная нефтеотдача становится даже ниже, чем при вытеснении оторочкой в 0 5 поровых объема. [45]

Страницы: 1 2 3 4