Активный запас - нефть
Cтраница 1
Активные запасы нефти в застойных зонах определяются как геологические запасы нефти, умноженные на коэффициент вытеснения. Активные запасы воды в промытых призабойных зонах определяются как первоначальные геологические запасы нефти, ранее находившиеся в призабойных зонах, умноженные на квадрат коэффициента вытеснения. При этом считается, что коэффициенты вытеснения нефти водой и воды нефтью одинаковы. [1]
Активные запасы нефти первой зоны отбираются всеми тремя рядами скважин пропорционально их дебитам. Активные запасы нефти второй зоны отбираются вторыми и третьими рядами, а третьей зоны - только третьим рядом. [2]
Постепенное истощение активных запасов нефти на большинстве крупнейших месторождений России ( Ромашкинское, Арлан-ское, Мухановское, Мамонтовское, Федоровское, Самотлорское и другие) сформировало новые требования к доразработке залежей на поздней стадии эксплуатации объекта. В этот период одновременно с ростом обводненности продукции отмечается проявление различных техногенных изменений как состава и свойств нефтепромысловых сред, так и природы и структуры перового пространства. Кроме того, на этой стадии обнаруживается множество вторичных негативных явлений, также непосредственно связанных с заводнением. В частности, отмечаются: кольматация призабойной зоны пласта продуктами коррозии водоводов и нефтепромыслового оборудования, а также остаточными нефтепродуктами в сточной воде; снижение приемистости скважин из-за набухания и диспергирования глинистого цемента. Глубина этих изменений настолько существенна, что затраты на борьбу с техногенными осложнениями могут соизмеряться с объемом капвложений, первоначально запроектированным на обустройство месторождений. [3]
На залежах с активными запасами нефти с высокой обводненностью продукции с целью стягивания остаточной нефти к центру залежи в приконтурных зонах организуется тепловое воздействие на пласт методом внутрипластового горения. [4]
Это приводит к снижению активных запасов нефти в пласте. Поэтому были определены коэффициенты охвата пласта фильтрацией по годам разработки. С учетом полученных коэффициентов приведены аналогичные расчеты процесса обводнения. [5]
В целях обеспечения наиболее полной выработки охваченных заводнением активных запасов нефти и ввода в эффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти эксплуатация месторождений сопровождается применением различных методов интенсификации за счет повышения перепада давления между заводняемыми и разрабатываемыми пластами, применения гаммы методов повышения нефтеотдачи пластов и стимуляции скважины, что связано с естественным ростом техногенных нагрузок на крепь. Поэтому применение более эффективных методов воздействия на пласт и интенсификация добычи нефти обуславливают необходимость резкого повышения качества разобщения пластов. В связи с этим, проблема обеспечения проектной высоты подъема тампонажного раствора и качественного разобщения пластов является в настоящее время наиболее важной проблемой в достижении долговечности и продуктивности скважин. [6]
Одним из наиболее простых и широко применяемых методов оценки активных запасов нефти и определения эффективности проводимых на залежах мероприятий являются методы построения характеристик вытеснения. [7]
Влияние прерывистости пласта на динамику текущих показателей разработки приводит к уменьшению активных запасов нефти, что вызывает более интенсивное обводнение нефтяной залежи. [8]
Влияние прерывистости пласта на динамику текущих показателей разработки приводит к уменьшению активных запасов нефти, что вызывает более интенсивное обводнение нефтяной залежи и снижает текущую нефтеотдачу. [9]
 |
Кривая зависимости доли нефти в потоке от безразмерного времени для месторождений с маловязкими нефтями. [10] |
Обозначим через Vt, Vz, F3, F4, F5 - активные запасы нефти соответственно между начальным ВНК и первым рядом скважин, между первым и вторым, между вторым и третьим рядами скважин, между третьим и четвертым и между четвертым и пятым рядами; g1, g2, qs, g4, qb - дебиты жидкости соответствующих рядов скважин; t - текущее время разработки. [11]
Вместе с тем Ромашкинское месторождение - высокопродуктивное, поздняя стадия разработки и опережающая выработка активных запасов нефти ( АЗН) которого способствуют падению отборов нефти. [12]
На поздней стадии разработки решаются две основные задачи: обеспечение наиболее полной выработки охваченных заводнением активных запасов нефти и ввод в эффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти. [13]
Методы регулирования в рамках принятой системы разработки направлены, в основном, на повышение эффективности выработки активных запасов нефти, содержащихся в песчаных пластах 1-ой группы, а с изменением системы разработки - на ввод в активную разработку запасов нефти слабопроницаемых коллекторов 2-ой и 3-ей групп и отдельных песчаных линз вскрытых 1 - 3 скважинами. [14]
Отношение - -, которое фигурирует во многих расчетных формулах, в расчетах удобнее заменить отношением активного запаса нефти в застойных зонах к сумме активного запаса нефти в застойных зонах и запаса воды, внедрившейся в промытые приза-бойные зоны. [15]
Страницы: 1 2 3