Cтраница 3
Установлено, что запасы нефти распределены на площади опытного участка неравномерно. Это необходимо учитывать при применении методов повышения нефтеотдачи пластов, где одним из основных принципов является вытеснение нефти из наименее нефтенасыщенных ( с низкими линейными запасами нефти) зон в более нефтенасыщенные. [31]
Другими словами, технологический цикл не завершается процессом извлечения нефти и битума и распространяется на получение конечных продуктов. Это позволяет по-новому рассматривать экономическую сторону применения методов повышения нефтеотдачи пластов на залежах вьтсоковязкой нефти и битумов. [32]
Сравнение величин ОНИ при обычном заводнении и после применения методов повышения нефтеотдачи также необходимо проводить с учетом изменяющихся условий вытеснения. Это позволит более точно решать вопрос об эффективности применения методов повышения нефтеотдачи пластов. [33]
В нефтегазовой отрасли предметом исследования в минералогии техноге-неза являются минералы отложения солей и продуктов коррозии в нефтепромысловом оборудовании. Эта область исследования связана с увеличением объемов заводнения, применением методов повышения нефтеотдачи, использованием различных растворов в процессе бурения скважин, добычи и подготовки нефти, а также с режимами этих процессов. В составе солевых отложений и продуктов коррозии присутствуют около 20 минералов. [34]
Применение метода характеристик по единичным добывающим скважинам, как правило, не рекомендуется. По мнению авторов руководств, следует воздерживаться от количественного определения эффекта от применения методов повышения нефтеотдачи по данным эксплуатации единичных добывающих скважин залежи или опытного участка. Объясняется это авторами руководств целым рядом объективных причин технологического характера. Но, как будет показано ниже, методы с применением математических моделей позволяют с высокой степенью точности осуществлять прогноз добычи нефти базовым методом ( при обычном заводнении) по одиночным скважинам, а затем результаты прогноза суммировать по всех скважинам. [35]
При установленной цене на нефть для данного предприятия изменение себестоимости добычи нефти, обусловленное применением методов повышения нефтеотдачи пластов, приводит к изменению прибыли и рентабельности. [36]
В технологической части уточняются система воздействия на пласт, количество и местоположение добывающих скважин основного и резервного фонда. В соответствии с уточненными геолого-промысловыми особенностями залежи, ее фильтрационными параметрами проводятся гидродинамические расчеты, позволяющие уточнить технологические и технико-экономические показатели разработки в динамике с учетом применения дополнительных методов повышения нефтеотдачи. В конечном итоге уточняется система разработки залежи, находящейся в разработке в соответствии с ранее принятой технологической схемой разработки. [37]
Знание компонентного состава нефтяного газа однократного стандартного разгазирования ( ОСР) пластовой нефти в сочетании с данными по разгонке дегазированной нефти по ис - / - тинным температурам кипения ( ИТК) позволяет моделировать состав пластовой нефти с любой степенью детализации ее компонентного состава. Следовательно, фракционный состав нефти - одна из важнейших составляющих моделирования поведения пластовой нефти в процессе ее разгазирования в залежи, добывающих скважинах, нефтепромысловом оборудовании, подготовки к передаче потребителю или массообмена с вытесняющей фазой при применении методов повышения нефтеотдачи. [38]
По формуле (9.51) рассчитывают глубину, на которой температура нагнетаемого теплоносителя снижается до геостатической температуры пласта. Из структуры формулы (9.51) следует, что, так как время t входит под знак логарифма, положение точки Н Q на глубине меняется очень медленно. Поэтому применение метода повышения нефтеотдачи закачкой теплоносителя с поверхности имеет ограничения по глубине скважин. [39]
По формуле (9.51) рассчитывают глубину, на которой температура нагнетаемого теплоносителя снижается до геостатической температуры пласта. Из структуры формулы ( 9 51) следует, что, так как время t входит под знак логарифма, положение точки Н0 на глубине меняется очень медленно. Поэтому применение метода повышения нефтеотдачи закачкой теплоносителя с поверхности имеет ограничения по глубине скважин. [40]
Целенаправленное, эффективное воздействие на процесс заводнения нефтяных залежей возможно только на основе достоверных сведений об особенностях процесса заводнения, о распределении текущих запасов нефти в объеме залежи и о состоянии насыщенности в различных зонах. Для оценки эффективности методов воздействия, определения динамики и конечных значений показателей необходимы надежные методы прогноза. И, наконец, основная задача заключается в осуществлении наиболее благоприятной, эффективной технологической системы разработки и в применении действенных методов повышения нефтеотдачи. [41]
Повышение нефтеотдачи пластов - увеличение степени извлечения нефти из недр - в настоящее и ближайшее десятилетия является одной из главных проблем энергообеспечения страны. Эффективность известных методов извлечения нефти обеспечивает конечный коэффициент нефтеотдачи в пределах 0 25 - 0 45, что явно недостаточно для увеличения ресурсов нефти. Остаточные запасы или не извлекаемые существующими про-мышленно освоенными методами разработки достигают примерно 55 - 75 % от первоначальных геологических запасов нефти в недрах и представляют собой большой резерв увеличения извлекаемых ресурсов с применением методов повышения нефтеотдачи пластов. В связи с этим повышение степени извлечения нефти из недр разрабатываемых месторождений за счет прогрессивных методов воздействия на пласты является важной народнохозяйственной задачей. [42]
Специалисты отдела анализа и проектирования разработки нефтяных месторождений постоянно совершенствуют методики, применяемые при составлении проектной документации на разработку месторождений. Одним из перспективных направлений является применение методов математического моделирования геологии и разработки нефтяных месторождений. Трехмерные трехфазные постояннодействующие модели нефтяных месторождений, созданные с помощью комплекса программ норвежской компании Rocsar RMS MORE, внедряются во все стадии анализа и проектирования разработки, начиная от подсчета запасов нефти и обоснования КИН до обоснования и применения методов повышения нефтеотдачи. [43]
В работе предложен комплексный многоуровневый подход к. Основные этапы исследований: классификация 168-ми объектов разработки по 15-ти геолого-физическим и физико-химическим параметрам пластовых систем методами теории распознавания образов ( истод главных компонент, дискриминантный и кластерный анализы); дифференцированный по выделенным группам объектов сравнительный геолого-промысловый, геолого-статистический и технико-экономический анализ эффективности систем разработки месторождений ТПП ЛУКОЙЛ Когалымнефтегаз, ЛУКОЙЛ - Лангепаснефтегаз, ЛУКОЙЛ Покачинефтегаз, ЛУКОЙЛ - Урайнефтегаз; технико-экономический анализ применения профессивных гидродинамических, физических и химических технологий извлечения нефти на месторождениях территориально-производственных предприятий; анализ структуры остаточных геологических и извлекаемых запасов и разработка стратегических направлений повышения эффективности их выработки за счет широкомасштабного применения методов увеличения нефтеотдачи, снижения обводненности продукции и системных обработок призабойных зон скважин; создание постоянно действующих геолого-математических моделей разработки, имитационные моделирование, прогнозирование и оптимизация технологических параметров планируемых методов воздействия на продуктивные пласты; комплексное геолого-технологическое и технико-экономическое обоснование объектов, объемов и сроков внедрения мероприятий по совершенствованию систем разработки, применению методов повышения нефтеотдачи пластов снижению обводненности продукции и обработок призабойных зон скважин. [44]
При этом помимо усиления диспергирования нефтяной фазы с увеличением отличия размеров пор и сужений будет также повышаться капиллярный или дроссельный эффект и перепад давления, необходимый для прохождения через цепочку пор изолированной глобулы нефти. Чтобы глобула нефти могла двигаться по линии тока, надо или устранить капиллярные силы, или создать градиент давления, превышающий капиллярное. Чем больше размер пор ( а значит, и капель нефти в них) отличается от размера послепоровых сужений при любой смачиваемости породы, тем больше отношение капиллярных и гидродинамических сил, тем более высокая остаточная нефтенасыщенность будет в данной породе, тем больше увеличивается перепад давления или степень снижения межфазного натяжения, необходимых для уменьшения остаточной нефтенасыщенности. Поэтому эффективность применения методов повышения нефтеотдачи пластов заключается в снижении межфазного натяжения в терригенных гидрофильных коллекторах. [45]