Прирост - коэффициент - вытеснение
Cтраница 3
Коэффициент неоднородности структуры перового пространства по размеру поровых каналов образцов карбонатных пород в среднем в 1 7 раза выше, чем у терригенных образцов, а прирост коэффициента вытеснения, полученный в результате применения смеси растворов химических реагентов, в 2 2 раза больше также и для карбонатных образцов. Эти данные подтверждают предположение о возможности более эффективного применения некоторых физико-химических методов повышения нефтеотдачи, например, заводнения с ПАВ и щелочного заводнения при разработке карбонатных пластов по сравнению с использованием этих методов при разработке терригенных пластов. [31]
Прирост коэффициента вытеснения составил 4 07 %, что свидетельствует о достаточной эффективности состава. [32]
Результаты исследований свидетельствуют о более высокой нефтеотмывающей способности композиции растворов ОП-10 и каустической соды на гидрофобных моделях пласта. Прирост коэффициентов вытеснения изменялся от 0 до 16 2 % и зависел от остаточной нефтенасыщенности и содержания ОП-10 в водном растворе / Меткой зависимости между содержанием каустической соды в растворе ОП-10 и приростом коэффициентов вытеснения установлено не было. [33]
Прирост коэффициента вытеснения нефти, равный 8 - Г1 %, был получен для всех моделей карбонатного пласта и отсутствовал при использовании смеси реагентов для вытеснения нефти из моделей терригенного пласта. Прирост коэффициента вытеснения за счет использования смеси при заводнении карбонатного коллектора был получен за безводный период, что указывает на снижение межфазного натяжения на фронте вытеснения. [34]
Технико-экономическая оценка целесообразности внедрения метода делается с учетом затрат на сооружение и эксплуатацию специальных компрессорных станций, трубопроводных коммуникаций, стоимости закачиваемого газа, потерь, связанных с его временной консервацией в пласте. Критерием является прирост коэффициентов вытеснения по сравнению с обычным заводнением. [36]
Для определения целесообразности описанного подхода были проведены специальные расчеты. Предполагалось, что прирост коэффициента вытеснения за счет ПАВ, соответствующий приведенным на рис. 17 фазовым проницаемостям, достигается при 0 05 % - ной концентрации раствора. С дальнейшим повышением концентрации этот прирост и значения фазовой проницаемости для нефти не увеличиваются. [37]
Многочисленные экспериментальные исследования, выполненные в ТатНИПИнефти, показали, что применение концентрированных растворов ПАВ в условиях первичного вытеснения нефти из моделей терригенных пород существенно улучшает процесс вытеснения нефти. Несколько большее значение прироста коэффициента вытеснения, равное 3 5 - 4 %, было получено при использовании моделей малопроницаемых пористых сред. [38]
В опытах установлено, что при начальной нефтенасы-щенности пласта водные растворы ОП-10 в исследуемом диапазоне концентраций обладают лучшими нефтевытес-няющими свойствами, чем сточная вода промысла. НПАВ из полностью нефтенасыщенной пористой среды прирост коэффициента вытеснения самый заметный. С ростом обводненности пористой среды эффективность снижается. При текущей нефтенасыщенности, равной 45 % от начальной, прирост коэффициента вытеснения еще превышает величину ошибки лабораторного эксперимента, а при меньшей нефтенасыщенности прирост коэффициента вытеснения ( 1 5 - 2 %) становится равным величине ошибки лабораторного эксперимента. [39]
При нагнетании водной дисперсии - смеси масло - и водорастворимого НПАВ в обводненный нефтяной пласт происходит образование поверхностно-активных композиционных систем переменного состава, характеризующихся различным равновесным состоянием. В табл. 3.41 представлены результаты моделирования нефтевытеснения, прирост коэффициента вытеснения и дополнительная добыча нефти на 1 т затраченного НПАВ. Как видно из данных табл. 3.41, параметры технологической эффективности предложенных композиций близки по величине, что дает возможность подбирать их по доступности компонентов и технических средств, для промысловой реализации, а также с учетом исследований на образцах керна - по фильтрационным параметрам, регулировать глубину воздействия на пласт и тем самым охват его вытеснением. [40]
Характер изменения кривой фильтрационного сопротивления предопределяет и величину прироста среднего коэффициента вытеснения нефти из неоднородного пласта. После закачки 1 5 перового объема воды после ПДС прирост коэффициента вытеснения для пластов составил 2 4 % против 4 7 % для пласта с маловязкой нефтью в аналогичных условиях. Улучшение процесса вытеснения при этом происходит за счет увеличения охвата пласта воздействием за счет активизации вытеснения нефти из низкопроницаемого про-пластка. [41]
При выравнивании концентраций ПАВ на входе и выходе модели пористой среды прирост коэффициента вытеснения не был получен, хотя и наблюдалось некоторое помутнение вытесняемой воды из-за образования водонефтя-ной эмульсии. [42]
При разработке и внедрении новых технологий увеличения конечного коэффициента нефтеотдачи пластов технологическую эффективность их оценивают на различных этапах. На первом этапе в качестве основного показателя эффективности нового метода принимают прирост коэффициента вытеснения нефти по сравнению с вытеснением закачиваемой водой, применяемой в системе воздействия на залежь. Кроме того, экспериментальные исследования позволяют приближенно оценить влияние на прирост коэффициента вытеснения таких факторов, как состав композиционных систем, концентрации используемых реагентов в водных растворах, размеры оторочек закачиваемых растворов химреагентов или композиций. В лабораторных опытах представляется возможным определить и удельный расход химических реагентов на единицу объема дополнительно вытесненной нефти. [43]
По отношению к площади диаграммы от оси ординат до ординаты, соответствующей заканчиванию кривой С / С0 в точке С / С0 1, площадь, ограниченная этой кривой и конечной ординатой, на порядок меньше. Кривая С / С0 находится в пределах прокачки раствора ПАВ, когда по существу прироста коэффициента вытеснения не происходит. [44]
Выполнен большой объем экспериментальных исследований по выбору наиболее эффективных вариантов технологии довытеснения остаточной нефти с использованием композиции ПАС. По каждому варианту технологии оценены основные количественные показатели процесса: полный коэффицент вытеснения нефти, прирост коэффициента вытеснения, остаточная нефтенасыщенность пористой среды в конце процесса вытеснения. [45]
Страницы: 1 2 3 4