Увеличение - темп - закачка
Cтраница 1
Увеличение темпа закачки в наклонном пласте уменьшает коэффициент нефтевытеснения. Однако наклон пласта благоприятно сказывается на величине коэффициента охвата, препятствуя растеканию закачиваемой воды по подошве пласта. [1]
С увеличением темпа закачки изменился метод расчета в связи с тем, что режим движения рассматривается как турбулентный. Однако в обоих методах расчета жидкостно-песчаная смесь была принята как однородная жидкость, а не суспензия. Между тем и при таком подходе несколько искажается истинная величина гидравлических потерь, тем более, что изменение вязкости в зависимости от наличия грубодисперсных твердых частиц не учитывалось в расчетах. [2]
Между тем ни увеличение темпа закачки, ни повышение песко-удерживающей способности жидкости, ни сокращение количества крупной фракции песка практически не дали ожидаемого эффекта и песок по-прежнему частично оседал на забое скважины. [3]
При традиционном заводнении КИН возрастает с увеличением темпа закачки воды, в то время как при полимерном заводнении КИН практически не зависит от темпа закачки. [4]
Как видно из рис. V1.2, при увеличении темпа закачки пара добыча нефти снижается, а при уменьшении растет. По мере увеличения срока теплового воздействия такая закономерность становится все более заметной. [5]
Увеличение скорости закачки почти не сказывается на абсолютной величине теплопотерь, поэтому увеличение темпов закачки приводит к уменьшению доли теплопотерь от общего количества вводимой в пласт теплоты. [7]
При вытеснении модели нефти ( неполярная углеводородная жидкость - очищенное трансформаторное масло) водой безводный и конечный коэффициент нефтеотдачи уменьшается с увеличением темпа закачки до некоторого значения, и дальнейшее повышение темпа уже не влияет на процесс вытеснения. [8]
Результат подсчета необходимого количества жидкости-песконо-сителя в зависимости от темпа закачки, степени фильтруемости для определенного количества песка ( 30 т) при постоянном перепаде давления на забое скважины приведен на рис. 26, из которого видно, что при прочих равных условиях с увеличением темпа закачки уменьшается количество расходуемой жидкости. [9]
Увеличение темпа закачки мицеллярного раствора и последующего его вытеснения способствует повышению коэффициента нефтеотдачи. [10]
В первый период внедрения ГРП, когда скорости нагнетания были незначительные, эти вопросы не особенно привлекали внимание исследователей и производственников. В настоящее время в связи с увеличением темпа закачки жидкости, внедрением поэтапного и пойнтервального ГРП, а также в связи с использованием этого метода для создания изолирующего экрана в водоплавающих месторождениях и нефтяных пластах с подошвенной водой эти вопросы приобретают существенное значение. [11]
С этого момента необходимо или переводить скважины на механизированный способ добычи нефти, или увеличивать темпы закачки воды. Поскольку фонтанный период работы скважин стремятся продлить до такого переломного момента, то когда он наступит, проще будет выбрать второй путь - увеличение темпов закачки воды. При этом внедрение механизированного способа задержится, а ставший еще более нерациональным режим расходования пластовой энергии продлится. [12]
К устью приходит теплая жидкость, и чем больше дебит скважины, тем выше ее температура. Эффект повышения температуры на устье в большей степени зависит от дебита и в меньшей от температуры забоя, хотя, конечно, при одинаковых дебитах температура устья прямо определяется температурой забоя. Нужно учитывать, что с увеличением темпа закачки теплоносителя в пласт тепловые потери снижаются и нарастают прямо пропорционально перепаду температур между теплоносителем и пластом. [13]
Для определения оптимального темпа закачки рабочего агента необходимо знание закономерностей распределения давления по стволу подъемника при лифтировании газожидкостных смесей. Возможность аналитического расчета подъемника позволяет построить характеристическую кривую / ж f ( qr) при совместной работе пласта и подъемника. Известно, что по мере увеличения темпа нагнетания рабочего агента газа в скважину ( при постоянном приросте) от минимального ( при котором скважина еще продолжает работать) до более высокого каждый дополнительный прирост газа дает несколько меньший прирост добычи жидкости ( нефти) по сравнению с предыдущим. По мере увеличения темпа закачки газа добыча жидкости ( нефти) достигает максимума, а затем начинает снижаться. Если газ, применяемый для газлифта, необходимо комприми-ровать, то оптимальный темп нагнетания газа в условиях ограниченности его ресурсов всегда меньше, чем темп закачки, дающий максимальную добычу нефти. Зная добычу нефти и газа из скважины и затраты на ком-примирование газа, определяют темп закачки газа, когда прирост прибыли равен приросту эксплуатационных затрат, т.е. устанавливают темп закачки, дающий максимальный экономический эффект. [14]
За период 1976 - 1988 гг. происходит снижение запасов. Это, возможно, связано с недовосстановлением давления из-за влияния работающих скважин при сгущающейся сетке во времени, наличием столбов жидкости в стволах, экстраполяцией давления и возможным защемлением газа внедряющейся избирательно водой по восточному крылу залежи. Рост запасов в последующий период от 351 до 365 млрд. м3, вероятно, связан с поступлением газа из зон защемления и поддержанием пластового давления по периферийным скважинам, работающими с водопритоками. В последние два года рост запасов связан с увеличением темпа закачки тюменского газа в сводовую часть залежи, к которой приурочено большинство скважин действующего фонда. [15]
Страницы: 1 2