Cтраница 3
Применение полимеров при заводнении, согласно формуле (3.2), способствует увеличению коэффициента охвата пласта в процессе вытеснения нефти из-за снижения соотношения подвижности воды и нефти благодаря увеличению вязкости закачиваемого нефтевытесняющего агента. [31]
При этом оказывается, что известная самая интенсивная 5-точечная схема площадного заводнения вовсе не является самой интенсивной; с учетом соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти и соотношения коэффициента продуктивности ( при избирательности целенаправленно изменяется соотношение коэффициентов продуктивности нагнетательной и добывающей скважин) рациональное соотношение добывающих и нагнетательных скважин вместо 1 может оказаться 3, 5 и даже больше. [32]
Рекомендуемая композиция ( опыт 8) проявляет фактор и остаточный фактор сопротивления соответственно 3 4 и 3 7, обеспечивает выравнивание соотношений подвижности воды и нефти. [33]
Переход к заводнению после создания фронтальных газовых оторочек оптимального размера позволяет резко повысить коэффициент охвата вытеснением, поскольку при этом резко снижается соотношение подвижностей вытесняющего агента it нефти и значительно увеличивается предельная доля агента в дебите жидкости. [34]
Оптимизация режима работы работающего фонда добывающих скважин увеличит текущую добычу нефти в 1, 2 раза и за счет уменьшения - улучшения соотношения подвижностей вытесняющей воды и вытесняемой нефти частично увеличит нефтеотдачу пластов. Дальнейшее увеличение текущей добычи нефти и нефтеотдачи пластов произойдет после проведения подземного ремонта по плохо работающим скважинам. [35]
Концентрация полимерного раствора должна составлять не менее 0 01 %, но окончательное определение концентрации уточняется в зависимости от геолого-физических условий месторождения по соотношению подвижностей полимерного раствора и нефти при пластовых условиях и обосновывается соответствующими расчетами. [36]
Если рассмотреть малое искажение первоначально плоского фронта в горизонтальном тонком пласте типа изображенного на рис. 26, то видно, что устойчивость фронта зависит от соотношения подвижностей жидкостей по обе его стороны. Если за фронтом движется более подвижная вытесняющая жидкость, то небольшое искажение фронта вперед ( рис. 26, б) вызовет уменьшение местного сопротивления, и такой язык будет распространяться. [37]
Учет различия подвижностей состоит в том, что в формуле общего дебита нефтяной площади внутреннее фильтрационное сопротивление нагнетательных скважин уменьшается делением на величину ц - соотношения подвижностей вытесняющего агента ( закачиваемой воды) и нефти. [38]
По скважинам, которые сначала работали добывающими, а затем стали работать нагнетательными, по соотношению их последующего коэффициента приемистости и предыдущего коэффициента продуктивности определяется соотношение подвижностей вытесняющей воды и нефти в пластовых условиях. [39]
По соотношению таких коэффициентов продуктивности ( начального и текущего) определяют для каждого текущего момента времени текущее ( по сравнению с начальным) дополнительное увеличение соотношения подвижностей агента ( обычно воды) и нефти. Полученные уточненные коэффициенты различия физических свойств надо использовать для перехода от весовых дебитов и накопленных отборов жидкости к расчетным дебитам и накопленным отборам. [40]
Укрупненные расчетные объекты могут различаться не только по средней проницаемости и интенсивности отбора запасов нефти, но и по другим признакам - по вязкости нефти и соотношению подвижностей закачиваемой воды и нефти в пластовых условиях. [41]
Кроме того, второй коэффициент, уже по нефтяному объему пластов, охваченному воздействием, учитывает неоднородность слоев по проницаемости, геометрическую неравномерность вытеснения нефти агентом, соотношение подвижностей и плотностей нефти и агента в пластовых условиях, предельную долю агента в дебите добывающих скважин, зависящую от цены нефти на рынке и текущих экономических затрат. [42]
Очень важным опорным звеном теории является стабильность соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях при давлении выше давления насыщения нефти газом и обусловленная этой стабильностью соотношения подвижностей стабильность коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющего агента. [43]
Смысл этой формулы состоит в том, что существует вполне определенное соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум дебита, и это соотношение зависит от соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях. Но эта формула также предупреждает, что нельзя результат, полученный для случая одинаковых подвижностей, распространять на случаи различных подвижностей. Нетрудно подсчитать сколько будет потеряно в общем дебите нефти из-за ошибочного применения 5-точечной схемы как самой интенсивной. [44]
Важнейшие параметры нефтяных пластов, необходимые для планирования и проектирования дальнейшей разработки нефтяной залежи ( величины коэффициентов продуктивности по нефти добывающих скважин, результирующей неравномерности вытеснения нефти, соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти, коэффициента различия физических свойств нефти и агента, зональную неоднородность нефтяных пластов по продуктивности и удельной продуктивности на единицу эффективной толщины нефтяных пластов), можно и нужно определять по фактической работе и исследованиям добывающих и нагнетательных скважин в предыдущий период, по фактическим начальным нефтяным и водяным толщинам, по фактическим перфорированным толщинам эксплуатируемых нефтяных пластов. [45]