Показатель - вытеснение
Cтраница 2
Сравнения различных ТЖ показывает, что наибольшее значение показателя вытеснения обеспечивается при использовании комбинированного раствора и диоксида углерода, которые обладают одинаково высокими нефтевытесняющими свойствами. Но диоксид углерода обеспечивает несколько большее значение показателя вытеснения по сравнению с комбинированным раствором ( 2 5 - 3 5 %) при объеме закачки 0 5 и 1 объема перового пространства, а при т 2 обе ТЖ примерно равноценны. [16]
В результате проведенных мероприятий по освоению и повышению приемистости нагнетательных скважин дополнительно закачано в пласты более 5000 тыс. м3 воды. Благодаря повышению фильтрационных характеристик ПЗП и продуктивности добывающих скважин, а также улучшению показателей вытеснения нефти дополнительно добыто более 140 тыс. т нефти. [17]
Необходимо отметить, что едкий натр, кроме указанного эффекта, изменяет свойства коллектора и насыщающих его жидкостей за счет адсорбции продуктов-реакции на поверхностях раздела. При щелочном заводнении изменение смачиваемости коллекторов с целью увеличения фазовой проницаемости для нефти и улучшения показателей вытеснения имеет важное значение при повышении нефтеотдачи. [18]
Необходимо отметить, что едкий натр, кроме указанного эффекта, изменяет свойства коллектора и насыщающих его жидкостей за счет адсорбции продуктов реакции на поверхностях раздела. При щелочном заводнении изменение смачиваемости коллекторов с целью увеличения фазовой проницаемости для нефти и улучшения показателей вытеснения имеет важное з / на-чение при повышении нефтеотдачи. [19]
Опыты показали, что селективная изоляция воды в высокопроницаемой модели сразу же после окончания безводного дебита приводит к увеличению объема добываемой нефти как из высокопроницаемой, так и из низкопроницаемой модели пласта. Во второй серии опытов хотя показатели вытеснения нефти из обеих моделей пласта и улучшились, однако они существенно уступают показателям вытеснения, полученным в первой серии опытов: расход воды в первой серии опытов в 2 раза меньше, чем во второй серии и время вытеснения нефти при этом сократилось в 1 56 раза. [20]
При составлении проектов и особенно технологических схем разработки возможно и целесообразно проводить наиболее полные гидродинамические расчеты на ближайшие 10 - 15 лет и более простые, приблизительные расчеты основных технологических показателей до конца разработки. При этом на поздней и завершающей стадиях разработки ( если не предполагается коренного изменения системы разработки) определенные преимущества перед расчетными имеют эмпирические методы прогноза показателей вытеснения кефти водой. [21]
 |
График теплоконвективных Качеств воды, насыщенного и перегретого пара. [22] |
На рис. 15 дан график Kt теплоконвективных качеств воды, насыщенного парами перегретого пара в зависимости от температуры. Как показывают лабораторные исследования, наиболее эффективным процессом теплового воздействия на пласт в целях извлечения остаточных запасов нефти является комбинированное применение пара и воды. На рис. 15 видно, что, например, при температуре около 140 С показатель вытеснения насыщенного пара примерно в 4 раза ниже этого же показателя для горячей воды; перегретый пар до 150 С еще не является вытеснителем. Наилучшим будет тот из теплоносителей, который при наименьшей температуре и одинаковых прочих условиях имеет более высокие вытесняющие качества. [23]
Показано, что увеличение вязкости нефти не сказывается на отношении скоростей перетока жидкости между слоями разной проницаемости и на перемещении воды вдоль высокопроницаемого слоя. Это положение, подтвержденное экспериментальным результатом, объясняется тем, что скорости капиллярного проникновения воды в поперечном направлении в малопроницаемые слои и гидродинамической фильтрации вдоль высокопроницаемого слоя обратно пропорциональны вязкости нефти, которая в обоих про-пластках одинакова. Поэтому следует ожидать, что при оптимальной скорости фильтрации показатели вытеснения из слоистоп пласта должны быть идентичны показателям вытеснения той же нефти из микронеоднородного пласта. Только при сравнении этих показателей можно узнать, в какой степени ухудшение показателей вытеснения нефти обусловлено увеличением отношения вязко-стей жидкостей и в какой степени - влиянием самой неоднородности пласта. Вполне возможно, что динамика извлечения вязкой нефти и нефтеотдача слоистого и однородного пласта будут определяться прежде всего явлением вязкостной неустойчивости. [24]
При больших и средних темпах закачки коэффициент вытеснения меняется в незначительных пределах. При этом в нескольких случаях отмечается один или несколько максимумов. Например, при закачке пресной воды ( вариант т 0 5; р л 24 МПа) первый максимум показателя вытеснения достигается при М к 10 кг / с, второй-при М х 70 кг / с. Но, в целом, по этому случаю повышение темпа закачки выше 8 - 10 кг / с, с точки зрения показателя вытеснения, нецелесообразно. Поддержание низкого темпа закачки привлекательно в связи с малыми значениями необходимой мощности N и давления закачки рнг. Для рассматриваемого примера переход с режима 10 кг / с ( первый максимум) на режим 70 кг / с ( второй максимум) хоть и дает возможность увеличить коэффициент нефтеотдачи на 0 54 %, явно не может быть рекомендован. Но выбор первого режима связан с длительным сроком воздействия. [25]
При больших и средних темпах закачки коэффициент вытеснения меняется в незначительных пределах. При этом в нескольких случаях отмечается один или несколько максимумов. Например, при закачке пресной воды ( вариант т0 5; /) пл 24 МПа) первый максимум показателя вытеснения достигается при ЛГжЮ кг / с, второй - при М 70 кг / с. Но, в целом, в этом случае повышение темпа закачки выше 8 - 10 кг / с, с точки зрения показателя вытеснения, нецелесообразно. Поддержание низкого темпа закачки привлекательно в связи с малыми значениями необходимой мощности N и давления закачки Рнт. Для рассматриваемого примера переход с режима 10 кг / с ( первый максимум) на режим 70 кг / с ( второй максимум) хоть и дает возможность увеличить коэффициент нефтеотдачи на 0 54 %, явно не может быть рекомендован. Но реализация первого режима связана с длительным сроком воздействия. [26]
Показано, что увеличение вязкости нефти не сказывается на отношении скоростей перетока жидкости между слоями разной проницаемости и на перемещении воды вдоль высокопроницаемого слоя. Это положение, подтвержденное экспериментальным результатом, объясняется тем, что скорости капиллярного проникновения воды в поперечном направлении в малопроницаемые слои и гидродинамической фильтрации вдоль высокопроницаемого слоя обратно пропорциональны вязкости нефти, которая в обоих про-пластках одинакова. Поэтому следует ожидать, что при оптимальной скорости фильтрации показатели вытеснения из слоистоп пласта должны быть идентичны показателям вытеснения той же нефти из микронеоднородного пласта. Только при сравнении этих показателей можно узнать, в какой степени ухудшение показателей вытеснения нефти обусловлено увеличением отношения вязко-стей жидкостей и в какой степени - влиянием самой неоднородности пласта. Вполне возможно, что динамика извлечения вязкой нефти и нефтеотдача слоистого и однородного пласта будут определяться прежде всего явлением вязкостной неустойчивости. [27]
 |
График теплоконвективных Качеств воды, насыщенного и перегретого пара. [28] |
Исследования механизма теплового вытеснения нефти различными теплоносителями с вероятными их сочетаниями показывают, что сухой газовый теплоноситель не дает глубокого прогрева пластав течение реальных сроков воздействия вследствие очень медленной скорости прогрева нефтена-сыщенной пористой среды и больших тепловых потерь. Опыты и расчеты показывают, что радиус прогрева вокруг нагнетательной скважины при закачке горячего воздуха примерно в 10 раз меньше, чем при закачке горячей воды. Сочетание водяного пара с различными горячими отработанными газами и дымами может значительно повысить теплоемкость газовых агентов и таким образом увеличить показатель вытеснения. [29]
При больших и средних темпах закачки коэффициент вытеснения меняется в незначительных пределах. При этом в нескольких случаях отмечается один или несколько максимумов. Например, при закачке пресной воды ( вариант т0 5; /) пл 24 МПа) первый максимум показателя вытеснения достигается при ЛГжЮ кг / с, второй - при М 70 кг / с. Но, в целом, в этом случае повышение темпа закачки выше 8 - 10 кг / с, с точки зрения показателя вытеснения, нецелесообразно. Поддержание низкого темпа закачки привлекательно в связи с малыми значениями необходимой мощности N и давления закачки Рнт. Для рассматриваемого примера переход с режима 10 кг / с ( первый максимум) на режим 70 кг / с ( второй максимум) хоть и дает возможность увеличить коэффициент нефтеотдачи на 0 54 %, явно не может быть рекомендован. Но реализация первого режима связана с длительным сроком воздействия. [30]
Страницы: 1 2 3