Довытеснение - остаточная нефть
Cтраница 2
Как указывалось, при реализации технологии КЗК возможно довытеснение остаточной нефти в случае, если значения параметра П при вторичных закачках превышают соответствующие значения при первичных. [16]
 |
Схема условий изучения ОНН в околоскважиннои зоне. Зона. 1 - непромытая. 2 - промытая. [17] |
При вскрытии базовой скважиной частично промытых пластов в околоскважиннои зоне возможно довытеснение подвижной и капиллярно-защемленной остаточной нефти фильтратом промывочной жидкости. Степень обводнения пласта может оказывать определенное влияние на ОНН прискважинной зоны, но это влияние незначительно. В то же время, с увеличением водонасыщения пласта характер распределения водонасыщения в околоскважиннои зоне существенно меняется. С ростом подвижного водонасыщения пласта увеличиваются размеры зоны проникновения. Распределение водонасыщения в зоне становится более пологим, исчезает ярко выраженный фронт проникновения, вместо которого появляется плавная переходная зона. Результаты численного моделирования показывают, что связь коэффициента водонасыщения промытой зоны с коэффициентом подвижного водонасыщения пласта отсутствует. [18]
Выполнен большой объем экспериментальных исследований по выбору наиболее эффективных вариантов технологии довытеснения остаточной нефти с использованием композиции ПАС. По каждому варианту технологии оценены основные количественные показатели процесса: полный коэффицент вытеснения нефти, прирост коэффициента вытеснения, остаточная нефтенасыщенность пористой среды в конце процесса вытеснения. [19]
Предложен и экспериментально обоснован модифицированный вариант поверхностно-активного полимерсодержащего состава под условным названием ПАС для довытеснения остаточной нефти в условиях разработки основных продуктивных пластов Арланского нефтяного месторождения. Композиция ПАС отличается от аналогов ( поверхностно-активный полимерсодержащий состав ПАПС) реагентом, используемым в качестве стабилизатора, мерной долей полимера и количественными соотношениями входящих в ПАС компонентов. [20]
Как видно из таблицы, по основным вариантам технологии получены достаточно высокие значения показателей довытеснения остаточной нефти. [21]
Результаты лабораторных и теоретических исследований, приведенные в разделе 5, показали принципиальную возможность довытеснения остаточной нефти из малопроницаемых прослоев послойно-неоднородных пластов с применением ПДС и МПДС на поздней стадии заводнения нефтяных залежей. [22]
Перед проведением промышленных экспериментов по испытанию МР на Ромашкинском месторождении были проведены лабораторные опыты по довытеснению остаточной нефти ми-целлярно-полимерными растворами на девяти моделях пористых сред. [23]
Задачами экспериментальных исследований являются определение основных показателей процессов вытеснения нефти закачиваемой водой из моделей карбонатных пористых сред и довытеснения остаточной нефти с применением композиций химреагентов на основе ПАВ Неонол АФ9 - 12, а также построение основных характеристик вытеснения в зависимости от безразмерного объема прокачанной через модель пласта жидкости с целью предварительного обоснования оптимальной технологии увеличения конечной нефтеотдачи. [24]
Из данных ( см. табл. 4.12) по опытам 1 - 9 следует, что наиболее надежную статистику имеют результаты довытеснения остаточной нефти 5 % - ным раствором Неонола АФ. Довытеснение композициями на основе Неонола АФ9 - 12 выполнено в единичных опытах, но везде подтверждается приблизительно такая же эффективность. [25]
Таким образом, микробиологические методы ПНП на основе активного ила и их модификации оказывают комплексное воздействие на пласт, обеспечивая эффективное снижение проницаемости водопроводящих каналов и довытеснение остаточной нефти из слабодренируемых участков и зон пласта. [26]
ОНИ ( 35 - 40 %); в одном проекте было даже достигнуто значение довытеснения ОНИ в 60 %; шесть проектов дали довытеснение 17 - 30 %, а семь проектов дали эффективность менее 15 %; остальные не определены. При определении эффективности довытеснения остаточной нефти необходимо отделить нефть, полученную собси енно от применения заводнения при помощи ПАВ, от той нефти, коте рая была бы получена при продолжающейся разработке при обычном заводнении. [27]
Исследуемая в настоящей работе композиционная система ПАС и технология ее использования сочетают в себе возможности как увеличения коэффицента вытеснения остаточной нефти, так и увеличения охвата гшаста воздействием композиций и закачиваемой водой. Технология основана на довытеснении остаточной нефти оторочкой ПАС, который представляет собой смесь раствора полимера и водного раствора нефтяного сульфоната. [28]
Довытеснение остаточной нефти за счет капиллярно-гравитационной сегрегации происходит в песчаниках более активно, чем в карбонатах. Повышение температуры и вибровоздействие способствуют довытеснению остаточной нефти. [29]
Приведенные данные об эффективности нефтевытеснения водными растворами ПАВ свидетельствуют о существенном влиянии на процесс нефтевытеснения характера смачиваемости поверхности поровых каналов. С увеличением гидрофильности пород эффективность применения ПАВ для довытеснения остаточной нефти снижается. [30]
Страницы: 1 2 3