Cтраница 3
На графике ( рис. 110) показана зависимость коэффициента нефтеотдачи Т) от закачанных поровых объемов при моделировании закачки химреагента, изолирующего высокопроницаемые пропластки для различных уровней обводненности продукции добывающих скважин. [31]
Выражения (1.87) - (1.88) будут использованы в дальнейшем для обоснования методики промыслового эксперимента при исследовании особенностей фильтрации жидкости в карбонатных коллекторах и оценке эффективности влияния периодического гидродинамического воздействия на коэффициент обводненности продукции добывающих скважин. [32]
При проведении испытаний композиций на основе биополимера Продукт БП-92 на различных месторождениях было установлено, что в течение 1 - 3 месяцев после обработки ( время задержки зависит от проницаемости пласта, его неоднородности и степени выработки залежи) наблюдается постепенное снижение обводненности продукции добывающих скважин участка и рост дебита по нефти. [33]
Следует отметить, что циклический характер закачки воды на залежи № 31 затрудняет анализ полученных промысловых результатов. Однако снижение обводненности продукции добывающих скважин и возрастание добычи нефти, наблюдаемые как по отдельным скважинам, так и по участкам в целом, позволяют говорить об эффективности разработанной технологии. [34]
Таким образом, результаты промысловых экспериментов подтверждают образование геля в пластовых условиях и его влияние на условия добычи нефти. Наблюдается уменьшение обводненности продукции добывающих скважин и, следовательно, рост среднесуточных дебитов по нефти после закачки в пласт гелеобразующей композиции. [35]
Таким образом, результаты промысловых экспериментов подтверждают образование геля в пластовых условиях и его влияние на условия добычи нефти. Наблюдается уменьшение обводненности продукции добывающих скважин и рост среднесуточных дебитов по нефти после закачки в пласт гелеобразующей композиции. Очевидно, это связано с перераспределением нагнетаемой воды по отдельным пропласт-кам неоднородных пластов, возникновением новых линий тока и вовлечением в более активную разработку малопроницаемых пропласт-ков, имеющих более высокую нефтенасыщенность, чем высокопроницаемые и хорошо промытые водой прослои. [36]
Роль трещиноватости в выработке запасов карбонатных коллекторов башкирского яруса при площадных системах заводнения снижается. Применение циклического воздействия позволяет снижать обводненность продукции добывающих скважин. Обычно зоны с пониженным коэффициентом нефтеизвлечения связаны с зонами низкой пористости. [37]
В подразделе 2.5 приведен анализ экспериментов по оценке эффективности влияния ПГВ со стороны добывающих скважин на параметры разработки. В качестве критерия оценки использован коэффициент обводненности продукции добывающей скважины. Показано, что Кв существенно зависит от режима работы скважины. [38]
Коэффициент текущей нефтеотдачи ( 15 %) на опытном участке достигнут при обводненности продукции добывающих скважин, на 20 - 25 % меньшей, чем на контрольном, хотя темп закачки и отбора был выше. [39]
Проведена оценка эффективности влияния периодического гидродинамического воздействия на коэффициент текущей нефтеотдачи пласта. В качестве критерия оценки эффективности воздействия был использован такой параметр как коэффициент обводненности продукции добывающей скважины. [40]
На всех опытных участках получены положительные результаты. Обычно после 4 - 8 месяцев закачки раствора полимера наблюдается снижение или стабилизация обводненности продукции добывающих скважин, а среднесуточные дебиты увеличиваются. Оцененный по характеристикам вытеснения технологический эффект составил 900 - 1300 т, в среднем 950 т на 1 тонну закачанного в пласт полимера. [41]
Карта, на которой в изолиниях показано на определенную дату изменение по площади залежи ( эксплуатационного объекта) обводненности продукции добывающих скважин в процентах ( оп. [42]
Технология направлена на повышение текущего и конечного значений коэффициента нефтеотдачи за счет увеличения охвата пласта воздействием при заводнении, достигаемого закачкой через водонагнетательные скважины водных растворов химреагентов, способных образовывать гели непосредственно в пластовых условиях. Образующиеся в пласте гели сдерживают прорыв воды из нагнетательных в добывающие скважины, что приводит к стабилизации либо снижению обводненности продукции добывающих скважин, гидродинамически связанных с нагнетательными, увеличению добычи нефти. [43]
Технология направлена на повышение текущего и конечного значений коэффициента нефтеотдачи за счет увеличения охвата пласта заводнением, достигаемого закачкой через водо-нагнетатель-ные скважины водных растворов химреагентов, способных образовывать гели непосредственно в пластовых условиях. Образующиеся в пласте гели сдерживают прорыв воды из нагнетательных в добывающие скважины, что приводит к стабилизации либо снижению обводненности продукции добывающих скважин, гидродинамически связанных с нагнетательными, увеличению добычи нефти. [44]
Опытно-промышленные испытания технологий увеличения нефтеотдачи пластов на основе использования гелеобразующей композиции соли алюминия-карбамид-вода проведены на месторождениях Западной Сибири. Наблюдается снижение обводненности продукции добывающих скважин и увеличение добычи нефти. [45]