Cтраница 1
Темпы отбора нефти на Студено-Ключевском куполе наиболее высокие, по Сергиевскому куполу несколько меньше и по Радаевскому - еще меньше. [1]
Темпы отбора нефти ( газа) выражают в процентах либо от балансовых, либо от извлекаемых запасов. Первый из этих способов предпочтительнее, так как извлекаемые запасы - величина, обусловленная принятым коэффициентом нефтеотдачи, значение которого при составлении проекта разработки залежи принимается ориентировочно и может, измениться при завершении ее разработки. Кроме того, значение коэффициента нефтеотдачи для различных залежей колеблется в довольно широких пределах. [2]
Темп отбора нефти относительно начальных извлекаемых запасов нефтяной залежи при этом оказывался сравнительно невысоким ( примерно 2 - 3 %), и только на небольших нефтяных месторождениях достигался высокий темп добычи нефти. [3]
Темпы отбора нефти по эксплуатационным объектам немногим отличаются от запроектированных. Отборы нефти практически соответствуют проектным, несколько превышая их. [4]
Темп отбора нефти из залежи в конце первой и начале второй стадии разработки месторождения ( активный период ее эксплуатации) достигает 8 - 10 % от начальных извлекаемых запасов. [5]
Темпы отбора нефти из пластов, разрабатываемых при водонапорном режиме, также сильно влияют на нефтеотдачу. По-видимому, существует оптимальный темп отбора, при котором в пласте выделяется из нефти некоторое оптимальное количество свободного газа, равномерно распределенного в нефте-насыщенной области впереди фронта вытеснения. [6]
Темп отбора нефти из пласта Qs является функцией пластового давления, эффективной мощности пласта / гэф и коэффициентов продуктивности скважин. [7]
Темп отбора нефти из пласта, при котором получается максимальная нефтеотдача, с технологической точки зрения может считаться наиболее эффективным. Однако он может не соответствовать наиболее экономически эффективному темпу отбора, который зависит от затрат на разработку. [8]
Темпы отбора нефти в массивных залежах со вторичной гаэо вой шапкой зависят от текущих значений пластового давления, объема газовой шапки и нефтемасыщенности в нефтяной и газовой частях залежи. [9]
Темпы отбора нефти по этим месторождениям составляют в среднем около 1 % от балансовых запасов при очень малом снижении. [10]
На темп отбора нефти, кроме некоторых других факторов, влияют также конфигурация и размеры залежи. [11]
Если темпы отбора нефти таковы, что уровень воды поднимается достаточно медленно, чтобы поддержать капиллярное равновесие, - водонасыщение в грубозернистых песках будет постепенно увеличиваться одновременно с подъемом зеркала воды. При этом соседние линзы тонкозернистого песка будут поглощать воду по всей своей поверхности, стремясь всегда поддерживать более высокую водонасы-щенность, чем это достигнуто в соседнем грубозернистом песке. Нефть из линз при этом будет вытесняться даже встречным потоком в пески, более грубые. Поэтому плотные и мелкозернистые пески всегда будут более полно и быстро истощены, чем грубые. [12]
На темпы отбора нефти и жидкости значительно влияют геологические условия. Ивановой [6] показали, что высокий темп добычи нефти положительно сказывается на технико-экономических показателях, но сам темп отбора зависит от геолого-физических характеристик объекта разработки. Автором совместно с Ю.В. Кали-новским установлено, что темпы отбора нефти и жидкости тесно связаны с геологической неоднородностью, а потенциальные дебиты нефти и жидкости связаны с неоднородностью нелинейно. Сабирова, М.М. Саттарова показали, что наибольшие коэффициенты нефтеотдачи по Серафимовской группе месторождений достигнуты на тех участках, на которых поддерживались более высокие скорости фильтрации. Дальнейшие исследования, проведенные на этих же объектах, установили, что высокие скорости фильтрации имеют тесную зависимость от геологической неоднородности. [13]
Увеличивается темп отбора нефти, снижаются темпы обводнения продукции. [14]
Рост темпов отбора нефти и коэффициента нефтеотдачи в условиях разработки месторождений с использованием законтурного и внутри-контурного заводнения может быть достигнут как уплотнением сетки скважин, так и увеличением градиента давления. Последнее в свою очередь может быть осуществлено повышением давления нагнетания, снижением забойного давления в эксплуатационных скважинах и приближением нагнетания к зоне отбора. [15]