А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Приріст - нефтеотдача

Приріст нафтовіддачі на 0044 одиниці за наступні 40 років буде відбуватися тільки за рахунок промивки пласта при середній обводнення видобувається рідини 99 4%, при поточній 96 0% і при цьому буде видобуто 258 2 тис. Т нафти і 45387 1 тис. Т рідини.

Приріст нафтовіддачі в порівнянні з нафтовіддачі при звичайному заводнении становить приблизно 7 - 8% до початкового запасу нафти. Половина цього приросту витягується при кінцевому виснаженні пласта. Витрата води складає 0 7 - 1 обсяг пір.

Приріст нафтовіддачі при теплових методах видобутку нафти пов'язаний не тільки з ростом коефіцієнта нефтевитесненія, але і з ростом коефіцієнта охоплення пласта витісненням. Збільшення охоплення пласта витісненням досягається за рахунок теплопровідного прогріву слабоохваченних витісненням шарів (ділянок) пласта і більш інтенсивного залучення їх в розробку.

Однак приріст нафтовіддачі досягає лише 648%, що викликано витратою часу на переміщення доотмитой нафти по пласту до експлуатаційної галереї.

Залежність приросту нафтовіддачі від обсягу облямівки діоксиду вуглецю (за умови безперервної закачування з подальшим нагнітанням води) або від питомої витрати реагенту на одиницю балансових запасів для умов типової девонской поклади Татарії розрахована по гідродинамічної моделі ВНДІ. В даному дослідженні прийнято, що приріст нафтовіддачі, що отримується в результаті здійснення методу, не залежить від числа свердловин (щільності сітки) на дослідній ділянці.

Далі визначають приріст нафтовіддачі за рахунок нагнітання пара як різниця т]нп - т) (в зоні пара, віднесену до всього обсягу ділянки. Залежності додаткової нафтовіддачі від порових обсягів відібраної рідини при закачуванні ПАР (для умов пласта Д Туймазинского родовища, для. | Залежності додаткової нафтовіддачі від розміру облямівки розчину (в обсягах пір пласта. Така зміна приросту нафтовіддачі пояснюється тим, що до кінця розробки, через сприятливе співвідношення подвиж-ностей води і нафти, коефіцієнт охоплення пласта заводнением виявляється досить високим навіть в разі нехтування капиллярностью.

Залежності поточної нафтовіддачі на етапі відбору рідини в кількості одного перового обсягу (Z 100% від коефіцієнта рухливості К /ц. Оцінка величини приросту нафтовіддачі в діапазоні зміни 2 від 100 до 150% становить практичний інтерес, оскільки приблизно половина розглянутих родовищ і об'єктів знаходиться на межі відборів від 50 до 100% і доля проектної нафтовіддачі вирішується саме в цьому діапазоні відборів рідини.

Динаміка УПС площ Арланского родовища (га /вкв. Абсолютні величини приросту нафтовіддачі за різними оцінками розрізняються. Однак в цілому ефективність цього методу досягнення високого нефтеизвлечения ніким з дослідників сумніву не піддається. Абсолютні величини приросту нафтовіддачі за різними оцінками розрізняються. Однак в цілому ефективність цього методу досягнення високого нефтеизвлечения ніхто з дослідників під сумнів не ставить під. Наведені дані свідчать про те, що на Арланском родовищі нефтеізвлеченія сильно залежить від щільності сітки свердловин.

Тут і далі приріст нафтовіддачі пластів при здійсненні нових методів впливу на пласти обчислюється від початкових абсолютних (балансових) запасів нафти.

Щільність розподілу (х. ймовірностей можливого приросту нафтовіддачі х, нормованого щодо розрахункових величин, при витісненні нафти мицеллярная розчинами (1 діоксидом вуглецю (2 і парою (3.

Розраховуються потенційні можливості приросту нафтовіддачі Дт) рас Для заданого об'єкта при використанні обраних методів ПНО.

Вплив окремих факторів на приріст нафтовіддачі для різних нафт різному, і тому для оцінки очікуваної ефективності процесу кожен об'єкт повинен досліджуватися самостійно.

Для опису невизначеності прогнозу приросту нафтовіддачі, пов'язаної з недостатньою вивченістю методу збільшення нафтовіддачі пластів, необхідно сформувати розподіл ймовірностей випадкової величини д г), яка, як визначено, є відношенням можливого істинного і розрахункового значень приросту нафтовіддачі. Один із способів побудови розподілу дц - апостеріорного. В цьому випадку вибірка значень формується в результаті порівняння фактичного і передбаченого в проекті приросту нафтовіддачі для кожного з проведених промислових експериментів з даного методу.

Дт ф QflfCta і прогнозному приросту нафтовіддачі Дп, прога.

На рис. I представлені залежності приросту нафтовіддачі і охоплення пласта процесом витіснення як функції в'язкості нафти і неоднорідності пласта. Тут же наведена залежність співвідношень відносного часу розробки при закачуванні МР і облямівки полімерів і звичайному заводнении від тих же параметрів. Слід зазначити, що опь санні графіки відображають процес витіснення за умови збереження облямівки міцелярного розчину.

За викладеною методикою розрахунку значення приросту нафтовіддачі будуть заниженими, оскільки не враховується сприятливе зміна капілярних сил і відносних проникності для нафти і води зі збільшенням температури.

Розподіл нафто-насиченості і концентрації вуглекислого газу в фазах при різних значеннях В, ант. На рис. 65 приведена залежність приросту нафтовіддачі Дт](різниця між нафтовіддачі при витісненні карбонізувалось і звичайною водою від т для трьох значень параметрів В і ос. Залежність приросту кінцевої нафтовіддачі Дт від темпів нагнітання гарячої води (Q на По-ядінском родовищі при облямівкою в /, 2 і 3 порових обсягів відповідно. | Середньорічний ефект від закачування гарячої води (3 при різних обсягах оторочек в порових обсягах (Кс на Воядінском родовищі. Аналогічні залежності, але з меншим приростом нафтовіддачі отримані і для іншої сітки.

Аналогічно вплив і в'язкості нафти на приріст нафтовіддачі при полімерному заводнении: зі збільшенням в'язкості нафти ефективність від закачування облямівки полімеру зростає.

На рис. 47 наведені отримані залежності приросту нафтовіддачі від порових обсягів відібраної рідини.

Залежність додаткового видобутку нафти від її в'язкості при різній обводнення продукції. | Залежність додаткового видобутку нафти від обводнення продукції перед закачуванням розчину полімеру в пласти, що містять нафту різної в'язкості, сп. При подальшому зростанні в'язкості нафти темп збільшення приросту нафтовіддачі падає.

Охоплення неоднорідного пласта впливом ПАР. | Приріст нафтовіддачі в залежності від обводнення пласта. Позначення ті ж, що і на 44.

Проведені розрахунки показали, що кінцеве значення приросту нафтовіддачі зростає при цьому приблизно на 2% в порівнянні з випадком постійного капілярного тиску.

З ростом JWo при однаковій неоднорідності підвищуються як приріст нафтовіддачі, так я охоплення пласта процесом витіснення.

Зміна показників розробки в часі. Додатковий ь н а я видобуток Д7 і приріст нафтовіддачі обчислюються у відсотках від балансових запасів.

При фактичної нефтеотдаче пластів Кіо 0095 можливий приріст нафтовіддачі АХНО 0352 - 00950 257 але тільки процес розробки треба здійснювати заново.

Вплив розрідження сітки свердловин на нефтеотдачу пласта Д1 Бавлінского родовища. 1-прогноз при 1 - м варіанті (уд. ПСС 350 тис. Т. 2-прогноз при 2 - м варіанті (554 тис. Т. 3-прогноз при 3 - м варіанті 820 тис. Т. 4-фактична нефтеотдача. АГПМ до ефекту МУН близька до 1% приросту нафтовіддачі.

Встановлено також, що для вузьких нафт темп приросту нафтовіддачі на одиницю обводнення буде вищою при більш високому відсотку води.
 Можна Припустити, що характер зміни мінімального значення істинного приросту нафтовіддачі, нормованого відносного розрахункового, в залежності від коефіцієнта вивченості лінійний.

Ефективність методів підвищення нафтовіддачі (МПН) оцінюється приростом нафтовіддачі за рахунок реалізації методу в порівнянні з нафтовіддачі при звичайному заводнении. Поточна нефтеотдача визначається відношенням кількості видобутої нафти до її змісту в пласті.

Аналіз результатів дослідів незаперечно доводить перевагу запропонованого способу: приріст нафтовіддачі склав 14 1 - 24 8% в порівнянні зі звичайним заводнением.

У табл. 44 наводяться дані про водонафтових факторах і прирості нафтовіддачі по тим покладів, обводненість продукції яких перевершила це значення.

Після обводнення концентрація нафти в видобувається рідини різко знижувалася і приріст нафтовіддачі в водний період був відносно невеликий. При PQ 0 зазначається удли-ненле періоду безводної видобутку, але вид з (g /Q) залишається незмінним.

Присутність в пористої середовищі зв'язаної води іноді призводить до підвищення приросту нафтовіддачі за безводний період і у всіх випадках позначається на зниженні оптимальної концентрації витісняє розчину. Остання обставина свідчить про доцільність використання розчинів ПАР в якості витісняє фази не тільки при витісненні нафти з пористої середовища, що не містить зв'язаної води, але і при витісненні її з пористого середовища, містить зв'язану воду.

Технологічний ефект від застосування методів збільшення нафтовіддачі пластів зазвичай характеризують приростом нафтовіддачі в порівнянні з традиційними методами впливу, збільшенням темпів видобутку нафти, зниженням обводнення продукції, що видобувається, скороченням терміну розробки та ін. Тут розглянемо в якості показника ефективності приріст запасів нафти на одиницю необхідного для реалізації процесу реагенту. Цей показник найбільш зручний для визначення економічних показників процесу.

Такі показники, як економічний ефект, рівень видобутку нафти, приріст нафтовіддачі, термін розробки та інші оцінюються, як відомо, за існуючими методиками із залученням всієї доступної геолого-промисловий і експериментальної інформації.

У переважній більшості випадків зі збільшенням ступеня неоднорідності пласта по проникності приріст нафтовіддачі зростає в результаті закачування облямівки полімеру. Протилежний результат можливий при реалізації в пласті низьких значень залишкового фактора опорів. Так, в роботі Кисиленко Б.Є.[19]на підставі експериментів, проведених на плоских лінійних моделях пласта, робиться висновок про те, що при витісненні високов'язких нафт розчином поліакриламіду відносний приріст нафтовіддачі в макрооднородних пластах виявляється більш значним, ніж в неоднорідних. Це пояснюється автором це тим, що закачується облямівка загустителя впроваджується, в основному, в високопроніцаемие зони пласта, ліквідуючи вязкостной язикообразованіе. Малопроникні пропластки виявляються не охопленими розчином полімеру, тому в них розвивається вязкостная нестійкість так само, як і при звичайному заводнении. У макрооднородних моделях пласта язикообразованіе гаситься в усьому обсязі, отже, приріст кінцевої нафтовіддачі від закачування облямівки загущеній води, на думку автора, в останньому випадку вище, ніж в першому.

Під цією новою методою розробки розуміють методи, перспективи яких по досягненню приросту нафтовіддачі (по порівняй-яію з сучасними освоєними промисловістю методами, наприклад, законтурне, внутріконтурное заводнення та інші) обгрунтовані результатами лабораторних і теоретичних досліджень і які відчувають в виробничих умовах.

Як показує аналіз отриманого рівняння, в цілому по поклади в досліджуваних інтервалах приріст нафтовіддачі становить 068% на 1 га.

Аналіз цього рівняння показує, що в справою по пласту в досліджуваних інтервалах приріст нафтовіддачі становить 068 пункту на 1 га. Запаси нафти на одну додаткову свердловину складають 31 6 тис.т. Максимальний народногосподарський ефект отриманий в інтервалі щільності сітки 20 - 23 га /вкв. Подальше її ущільнення недоцільно.

Як показує аналіз отриманого рівняння, в цілому по поклади в досліджуваних інтервалах приріст нафтовіддачі становить 068% на 1 га.

Під цією новою методою збільшення нафтовіддачі пластів розуміють методи, перспективи яких по досягненню приросту нафтовіддачі (в порівнянні з сучасними освоєними промисловістю методами, наприклад, законтурне, внутріконтурное заводнення і ін.) Обгрунтовані лабораторними і теоретичними дослідженнями і підтверджені промисловими експериментами безпосередньо на родовищах.

При подачі в пласт додаткового палива (в період здійснення зазначеної різновиди процесу) приріст нафтовіддачі пласта (після заводнення) повинен перекривати витрати, пов'язані з витратою додаткового палива. У зв'язку з цим відзначимо, що прямоточний процес внутріпластового горіння в покладах легкої нафти з введенням в пласт додаткового палива потребує подальшого вдосконалення і техніко-економічному обгрунтуванні.

Тут випадкова нормована величина Ar) jy є частка від ділення істинного значення приросту нафтовіддачі на можливий приріст нафтовіддачі, розрахований за умови, що гідродинамічні і об'ємні параметри пласта, що входять в комплекси К2 і /Cj, а також площа об'єкта 5 визначені чітко й неоднозначно відповідають їх істинним значенням.

З рис. 7 видно, що при підвищенні тиску витіснення понад 250 кгс /см2 приріст нафтовіддачі незначний.

Додатково проведені дві серії дослідів, в яких ефективність запропонованого способу і традиційних порівнювалися за приростом нафтовіддачі неоднорідних по проникності моделей пласта.

Поруч дослідників (Е. М. Тімашов і ін.) Кількісна сторона вказаного висновку ставиться під сумнів і обгрунтовується значно менший приріст нафтовіддачі для тих же геолого-фізичних і гідродинамічних умов.

Виконані математичні розрахунки по визначенню технологічної ефективності методу стосовно до умов Арланского родовища показують, що можливий кінцевий приріст нафтовіддачі досягає 4 - 6% від НБЗ. Оптимальний сумарний витрата осадкообразующіх розчину при цьому становить до 0 2 п.о. Зі збільшенням витрати реагентів в одному циклі нагнітання обсяг буферної прісної води необхідно зменшувати. Нагнітання доцільно починати з невеликих оторочек осадкообразующіх розчину зі збільшенням їх в наступних циклах.