Cтраница 2
При больших темпах отбора нефти ( 15 % в год) получается хотя и сравнительно большая текущая добыча нефти и непродолжительный общий срок разработки, но период безводной добычи составляет всего лишь 17 % от всего периода разработки. [16]
В том случае, когда площадное заводнение осуществляется после разработки залежи при режиме растворенного газа, в процессе площадного заводнения можно выделить два основных этапа: а) период безводной добычи, когда нагнетаемая вода идет на заполнение дренированных пустот, занятых газом низкого давления, и на замещение вытесняемой остаточной нефти; б) период прогрессирующего обводнения эксплуатационных скважин. [17]
В заключение следует отметить, что реализация комбинированной технологии формирования конструкции забоя на стадии заканчивания скважин существенно повышает качество разобщения пластов при несовершенном по характеру и степени вскрытии продуктивных отложений, расширяет область заканчивания скважин открытым забоем, обеспечивая более эффективное сохранение потенциальной продуктивности скважин и длительный период безводной добычи углеводородной продукции. [18]
Рассмотрим приближенную схему с равномерной насыщенностью в зоне смеси. В стадии безводной добычи средняя водонасыщенность в зоне смеси - величина постоянная. [19]
В условиях водонапорного режима ( как природного, так и искусственно создаваемого закачкой воды через нагнетательные скважины) обводнение скважин и продуктивных пластов - совершенно естественное явление, обусловленное самой физической сущностью процессов вытеснения углеводородов водой. Практически на всех месторождениях после периода безводной добычи наступает водная стадия эксплуатации. К конечному этапу разработки нефтяных залежей суммарная добыча попутной воды часто в 3 - 5 раз, а иногда и более превышает общую добычу нефти. Химический состав попутной воды изменяется во времени; она реагирует с породами и углеводородами и является причиной серьезных осложнений нефтедобычи, таких как солеотло-жение, сероводородное заражение, коррозия нефтепромыслового оборудования. [20]
После обводнения концентрация нефти в добываемой жидкости резко снижалась и прирост нефтеотдачи в водный период был относительно невелик. При PQ 0 отмечается удли-ненле периода безводной добычи, но вид с ( g / Q) остается прежним. [21]
Вскрытие в новых скважинах однородных пластов с нефтенасыщенной толщиной менее 10 - 15 м на более высоких отметках не приводит к заметному изменению динамики обводнения скважин. В этом случае скважины, как правило, дают безводную добычу короткий период времени, а затем ( или сразу) дают продукцию с обводненностью, близкой окружающим скважинам и соответствующей степени выработки запасов на данном участке. [22]
Известно, что опережающий прорыв закачиваемой воды к забоям эксплуатационных скважин ( языки обводнения) происходит по узкой полосе в направлении от нагнетательных к эксплуатационным скважинам, так как именно здесь градиенты давления максимальны. И поэтому решение задачи равномерного вытеснения нефти и увеличения периода безводной добычи сводится к увеличению объема закачиваемой воды в направлении, параллельном нагнетательному ряду, а не к эксплуатационным скважинам. [23]
Они соответствуют прогнозным расчетам на 50 кварталов и относятся к случаю, когда на скважине допускается обводненность продукции в 1 % ( практически безводная добыча), что удобно для последующих сопоставлений. Отсюда следует вывод о практической реальности и целесообразности применения горизонтальных скважин и добычи безводной нефти. [24]
При большой длине трещины, ориентированной вдоль главной линии тока, охват заводнением существенно зависит от ее проводимости. При большой проводимости основной расход воды наблюдается в конце трещины и за счет этого сокращается путь продвижения воды к эксплуатационной скважине, уменьшается безводная добыча и охват заводнением. [25]
После его обводнения концентрация нефти в добываемой жидкости резко снижалась, и прирост нефтеотдачи в водный период был относительно невелик. При ро О ( опыт № 1) отмечено удлинение периода безводной добычи, но характер функции C ( q / Q) остался прежним. [26]
Применительно к свойствам, полученной в промышленных условиях постферментационной жидкости, были разработаны технологии биополимерного заводнения для различных пластовых условий и состояний разработки залежей. В состав биополимерных композиций входят различные инградиенты, что обеспечивает возможность проведения работ на всех стадиях заводнения нефтяного пласта. Разработанные технологии обеспечивают снижение темпов обводнения, добычу дополнительной нефти и увеличение конечной нефтеотдачи, уменьшают затраты на подъем воды, позволяют добиться удлинения периода безводной добычи и увеличения коэффициента нефтеотдачи. Были разработаны составы, позволяющие достичь весьма высоких результатов и на пластах с невысокой температурой, т.е. создать композиции для применения практически во всем диапазоне условий, присущих большинству месторождений РФ. [27]