Cтраница 2
Для выбора оптимального варианта закачки полимерных растворов использована обобщенная функция желательности, предложенная Харрингтоном и широко применяемая в последние годы как критерий оптимизации технологических схем. [16]
Очень часто выравнивание профиля закачки полимерного раствора по отношению к воде связывают с тем, что фильтруясь в больших количествах в высокопроницаемый пропласток, полимер больше адсорбируется и в большей степени закупоривает этот пропласток, чем пропласток с меньшей проницаемостью. [17]
Первая группа включает в себя закачку полимерных растворов, растворов ПАВ, щелочное заводнение, внутрипластовое сульфирование, использование тринатрийфосфата, сернокислого алюминия и других химических реагентов. [18]
Дополнительная добыча нефти, вызванная закачкой полимерного раствора, составила около 2 5 - 3 тыс. т на 1 т 100 % - ного реагента. [19]
Для выявления специфики влияния на нефтеотдачу закачки полимерных растворов в низкопроницаемых пластах были проведены исследования на насыпных моделях с проницаемостями 0 03 мкм2 и, для сравнения, 0 3 мкм2, имеющих длину 0 45 м и диаметр 0 03 м, с пористой средой из кварцевого песка различных фракций и глинистых минералов. [20]
С целью выявления влияния кратковременных остановок закачки полимерного раствора в пласт на приемистость нагнетательных скважин был проведен промышленный эксперимент. [21]
Большое практическое значение имеет обоснование возможности закачки низкоконцентрированных полимерных растворов в НПК ( раздел 6.2) для повышения коэффициента охвата. [22]
Не отмечается снижение приемистости нагнетательных скважин в процессе закачки полимерного раствора. Имеются лишь единичные данные об увеличении ( расширении) профиля приемистости нагнетательных скважин при закачке полимерного раствора. [23]
Не отмечается снижение приемистости нагнетательных скважин в процессе закачки полимерного раствора. Имеются лишь единичные данные об увеличении ( расширении) профиля приемистости нагнетательных скважин при закачке полимерного раствора. Такие данные разрознены, немногочисленны, но фактов, свидетельствующих о том, что давление на устье нагнетательной скважины не возрастает, накоплено к настоящему времени немало. Между тем, из расчетов на модели полимерного заводнения, принятой в БашНИПИнефть ( набор сообщающихся прослоев различной проницаемости), следует, что приемистость нагнетательных скважин после начала закачки полимерного раствора должна снижаться. Должен понижаться и текущий отбор жидкости из добывающих скважин с одновременным уменьшением текущей обводненности добываемой продукции. [24]
Для предотвращения этого предлагается применение тихоходных поршневых насосов для закачки полимерного раствора и гидросульфата натрия в пласт в малых дозах. [25]
Для предотвращения этого предлагается применение тихоходных поршневых насосов для закачки полимерного раствора и гидро - u via в пласт в малых дозах. [26]
На рис. 4.19 приведена блок-схема последовательности расчета основных параметров закачки полимерного раствора. [27]
Коэффициент охвата пласта по толщине почти во всех скважинах при закачке полимерного раствора заметно увеличивается. При этом рост коэффициента охвата в скважинах был зафиксирован лишь через достаточно длительное время. [28]
При использовании центробежного насоса для нагнетания технологически стабильных жидкостей в скважину объем закачки вязкого полимерного раствора снижается на 43 %, а высоковязкого на 62 % по сравнению с закачкой сточной пластовой воды невысокой вязкости. [29]
Зарубежный нефтепромысловый опыт, по данным [25], свидетельствует о том, что закачка полимерного раствора приводит к снижению темпа обводнения добывающих скважин, увеличению дебита нефти, некоторому снижению объемов закачки воды, выравниванию профиля приемистости. [30]