Последующая закачка - вода
Cтраница 1
Последующая закачка воды в нефтяной пласт способствует повышению его прочности. [1]
 |
Влияние закачанной в пласт воды на продуктивную1 характеристику скв. 39 ( цифры на кривых соответствуют номеру исследования в 55. [2] |
Последующая закачка воды сопровождалась постепенны. [3]
Разработку месторождения неньютоновской нефти целесообразно проводить при давлении ниже давления насыщения с последующей закачкой воды, ибо в этом случае результаты заводнения будут значительно эффективнее вследствии наличия свободного газа в пористой среде. [4]
На рис. 3.14 приведено распределение компонентов жидкости в поровом пространстве для обоих пропластков после введения ПДС и последующей закачки воды. Из анализа характера изменения кривых следует, что в поровом пространстве высокопроницаемой части модели остается значительно больше полиминерального комплекса ПДС, чем в порах низкопроницаемого пропластка, а свободная глина в обеих моделях отсутствует. [5]
 |
Зависимость коэффициентов вытеснения газа т. г от количества остаточной нефти в газонасыщенном пласте. [6] |
С целью уменьшения расходования рабочих агентов проведен цикл исследований, направленный на установление оптимальных значений начальной газонасыщенности для последующей закачки воды и количества закачанной воды для последующего эффективного нагнетания газа. [7]
Увеличение нефтеотдачи в результате применения пен происходит всецело за счет коэффициента охвата. Охват пласта процессом резко возрастает после применения пен и последующей закачки воды. [8]
Созданная Битовым В.М. и Вазовским А.Ф. программа EOR1N1 предназначена для расчета одномерных процессов вытеснения нефти раствором активной примеси из укрупненной трубки тока переменного сечения. Предусматривается два возможных режима нагнетания раствора активной примеси: непрерывное нагнетание и нагнетание конечной порции реагента ( оторочки) с последующей закачкой воды. Учитывается зависимость относительных фазовых проницаемостей от скорости вытеснения. [9]
Об этом же свидетельствуют данные по нагнетательным скважинам многих месторождений, в которых проводились работы по выравниванию профиля приемистости и снижению водо-притока. В эти скважины закачивали большие объемы глинистого раствора ( до 50 м3 и более), извести и других закупоривающих агентов без существенного снижения приемистости при последующей закачке воды. [10]
Сочетание закачки в пласт воды с газом, который смачивает породу пласта в меньшей степени, чем вода и нефть, приводит к более полному отмыву нефти. При этом газ преимущественно вытесняет нефть из крупных пор. Последующая закачка воды приводит к пропитке более мелких каналов и вытеснению из них нефти в более крупные. Газ, находившийся в этих крупных каналах, как наиболее несмачивающаяся фаза, остается в виде рассеянных капель у сужений крупных пор, занимая то место, где находилась бы нефть при отсутствии газа. В итоге вода более полно вытесняет нефть из крупных пор. [11]
Для повышения нефтеотдачи на отдельных месторождениях применяется внутрипластовое сульфирование нефти путем закачки серной кислоты. Серная кислота взаимодействует с алканами и арилами нефтей с образованием анионных ПАВ: алкиларилсульфокислот, алкилсульфокислот и их натриевых солей. При последующей закачке воды в коллектор наблюдается локальное повышение ее температуры в результате растворения остаточной серной кислоты, понижение ее рН, обогащение указанными ПАВ и продуктами сернокислотного выщелачивания пород. [12]
Следующая расчетная порция оксидата, воздействуя по описанной выше схеме, вытесняет из пористой среды смесь легких углеводородов и растворенной в них остаточной нефти, обладающей малой вязкостью и высокой подвижностью. Взаимодействие второй порции оксидата, обеспечивая многофакторное комплексное вытеснение, позволяет практически извлечь оставшиеся в пласте легкие углеводороды и нефть. Так как оксидат неограниченно растворим в воде, то последующая закачка воды приводит не только к продвижению оторочки, но и к почти полному вымыванию оставшегося в пласте оксидата. [13]
В экспериментах, где давление было повышено с 20 кгс / см2 до 130 кгс / см2 после нагнетания двуокиси углерода, а затем для вытеснения нефти использовалась вода, конечная нефтеотдача была раваа нефтеотдаче при вытеснении нефти оторочкой двуокиси углерода объемом, равным 5 % объема пор. Процесс вытеснения был идентичен процессу вытеснения нефти оторочкой двуокиси углерода с последующей закачкой воды. Результаты эксперимента подтверждают соображение о том, что для модели, в которой давление восстанавливается после нагнетания СО, увеличение объема оторочки свыше 5 / 6 объема пор нецелесообразно. [14]
Эта нефтеотдача происходит намного медленнее, чем из высокопроницаемых зон. Однако нижний предел проницаемости породы для включения ее в эффективную мощность должен быть все же очень мал. Кроме того, при установлении нижних пределов проницаемости продуктивного коллектора необходимо обратить внимание на механизм пластового режима и на возможность последующей закачки воды или газа извне в залежь в процессе дальнейшей ее разработки. [15]
Страницы: 1 2