Закачанная вода

Cтраница 2

В работе [183] дан метод расчета зависимости объема до бы-той нефти от объема закачанной воды, а в работе [187] - изменения дебита жидкости во времени для многорядной системы скважин при заданных дебятах. При этом принимается, что ряды скважин выключаются из работы не в момент появления в них воды, а при вполне определенном заданном проценте воды. [16]

Отсюда же следует, что для увеличения в заданное число раз суммарного количества закачанной воды W ( W Q - t) или продолжительности закачки t при условии сокращения заданной конечной величины скорости фильтрации V ( м / час) требуется во столько же раз за счет улучшения качества воды уменьшить в ней содержание ТВЧ. [17]

Отсюда же следует, что для увеличения в заданное число раз суммарного количества закачанной воды W ( W Q t) или продолжительности закачки t при условии сокращения заданной конечной величины скорости фильтрации V ( м / час) требуется во столько же раз за счет улучшения качества воды уменьшить в ней содержание ТВЧ. [18]

По этому варианту чередующуюся закачку воды и нефти в нагнетательные скважины-обводнительницы, от которых закачанная вода уже прорвалась в окружающие добывающие скважины, осуществляют уже в первый период разработки, до выключения обводненных добывающих скважин первой сетки и ввода в действие скважин второй сетки. Далее вариант 4 продолжен в виде вариантов 4.1, 4.2 и 4.3. Расчеты этих вариантов представлены в табл. 2.13. По табл. 2.13 видно, что варианты 4.2 и 4.3 по сравнению с вариантами 3.2 и 3.3.1 обеспечивают более высокую нефтеотдачу в 0 7820 / 0 7287 1 0731 раза и 0 8186 / 0 7217 1 1343 раза, а по сравнению с вариантом 1 в 0 7820 / 0 4699 1 6642 раза и 0 8126 / 0 4699 1 7293 раза. [19]

При длительной выдержке участка трубопровода под давлением начинает действовать температурный фактор: изменение объема закачанной воды, температурная деформация трубы. [20]

Периодическая закачка в пласты небольшой части добытой высоковязкой нефти не только уменьшает подвижность массива закачанной воды, но также предотвращает перетоки через забои нагнетательных скважин из низкопроницаемых слоев в высокопроницаемые. [21]

Проведение длительных изливов экономически невыгодно, так как из пласта выбрасывается большое количество ранее закачанной воды. Туймазинского месторождения при открытии на излив в течение одних только суток выбрасывает до 3000 м3 воды. А при пуске скважины снова под закачку установившаяся приемистость ее часто не превышает 150 - 200 м3 / сут. Следовательно, скважина после открытия: на длительный излив работает на пополнение потерянной из пласта воды. [22]

Проведение длительных изливов экономически невыгодно, так как кз пласта выбрасывается большое количество ранее закачанной воды. Например, отдельные скважнны Туймазин-ского месторождения при открытии на излив в течение одних только суток выбрасывают до 3000 м воды. [23]

Следует также учесть, что на поддержание пластового давления расходуется не весь зарегистрированный объем закачанной воды, поскольку возможны утечки воды через литологические окна, связывающие разные пласты, а также потери воды из-за негерметичности поверхностных водоводов и обсадных колонн нагнетательных скважин. Иногда могут наблюдаться и обратные перетоки из соседних пластов. Дополнительные сложности могут быть связаны с вторжением в продуктивный пласт законтурной воды. [24]

Однако в формулах для расходной концентрации вытесняющей жидкости в выходном сечении трубы и объема закачанной воды имеются неточности. Так, например, при определении объема закачанной жидкости не учтен объем вытесняемой жидкости в трубе в фазе вымывания. Очевидно, что объем закачанной жидкости в фазе вытеснения равен объему вытесняемой жидкости, а в фазе вымывания объем закачанной жидкости равен сумме объемов вытесняемой и вытесняющей жидкостей. Отмеченная неточность приводит к тому, что расходы, найденные по формуле, приведенной в [40], и из выражения при ф 1, не совпадают, чего не должно быть. Последнее вытекает из постановки этой задачи. [25]

Первое слагаемое в формуле (9.64) определяет долевую нефтеотдачу, получаемую за счет вытеснения нефти закачанной водой; второе - нефтеотдачу, получаемую за счет температурного расширения нагретой остаточной нефти; третье - долевую нефтеотдачу, получаемую за счет температурного расширения скелета пласта. [26]

В настоящее время по ряду скважин закачку ограничивают в связи с необходимостью регулирования продвижения фронта закачанной воды. К 1965 г. пластовое давление на линии нагнетания достигло 210 - 250 кГ / см, что значительно выше предусмотренного проектом. [27]

На рисунке видно, что для достижения одной и той же величины коэффициента нефтеотдачи количество закачанной воды ( суммарное количество воды, израсходованное в безводный и водный периоды вытеснения) увеличивается с увеличением вязкости нефти. [28]

Зависимость эффективности мицеллярного вытеснения от размеров полимерной оторочки. [29]

В реальных пластовых условиях явление инверсии вероятно и возможно вследствие постепенного насыщения раствора пластовой и закачанной водой. [30]

Страницы: 1 2 3 4