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 


Високий темп - відбір - рідина

Високі темпи відбору рідини сприятливо позначилися на динаміці і характер обводнення продукції свердловин в умовах високопроникних пластів, низьких значень динамічної в'язкості нафти і щодо однорідних пластах. До даної групи належать поклади Герасимовський і Покровського родовищ для теригенних і карбонатних пластів. Різке зростання обводнення продукції з перших стадій розробки відзначений для теригенних пластів Тананикского і Родинського родовищ і карбонатних пластів Самодуровское, Ібря-ського і Березовського родовищ.

Високий темп відбору рідини навіть при наявності в поклади крайових вод або газової шапки також сприяє прояву газового режиму, так як в цьому випадку вода або газ не встигають зайняти частину звільненого нафтою обсягу і вже не грають ролі активної напірної сили, відтісняє нафту до свердловин.

Високий темп відбору рідини навіть при наявності в поклади крайових вод також сприяє прояву газового режиму, так як в цьому випадку вода не встигає зайняти звільняється нафтою обсягу і не грає ролі активної напірної сили, відтісняє нафту до свердловин.

Забезпечуючи високі темпи відбору рідини, воно на практиці не пристосоване для регулювання розробки. При цьому методі заводнення вкрай важко визначення обвідних свердловин, а заходи по регулюванню шляхом обмеження або збільшення дебітів видобувних свердловин і приемистости нагнітальних - малоефективні.

Незважаючи на високі темпи відбору рідини з досвідчених свердловин, що створюють більш сприятливі умови для виникнення заколонних циркуляції, вміст води в продукції свердловин з ПЛР становить всього 8 5% проти 12 9% зі звичайним цементним розчином. Це вказує на більш інтенсивне обводнення продуктивних пластів при роз'єднанні їх із застосуванням цементних розчинів в порівнянні з ПЛР. Збільшення кількості видобутої нафти на одну свердловину показує, що зниження проникності продуктивних пісковиків внаслідок затвердіння фільтрату не відбувається.

Слід зазначити, що високі темпи відбору рідини в основний період розробки пласта Д-I Шпаковського родовища не привели до зниження темпів падіння видобутку нафти.

Спільне вплив двох факторів. Для ньютонівських нафт найбільш висока нефтеотдача отримана або при високих темпах відбору рідини, або при більш щільною сітці свердловин, в разі ж неньютоновскіх нафт найбільш висока нефтеотдача (037) досягається при більш високому темпі і більш щільною сітці свердловин.

При розробці поклади з неньютоновскими нефтями високі коефіцієнти нафтовіддачі отримують або при високих темпах відбору рідини, або при щільній сітці розміщення свердловин.

При розробці покладів з ньютоновскими нефтями високі коефіцієнти нафтовіддачі виходять або при високих темпах відбору рідини, або при щільній, сітці розміщення свердловин. 
При розробці поклади з ньютоновскими нефтями високі коефіцієнти нафтовіддачі виходять або при високих темпах відбору рідини, або при щільній сітці розміщення свердловин.

У відрізнивши від ньютонівських нафт, для яких найбільш висока нефтеотдача отримана або при високих темпах відбору рідини, або при більш щільною сітці свердловин, для неньютоновскіх нафт максимальна нефтеотдача (037) отримана при одночасно високому темпі і більш щільною сітці свердловин.
  Отримані за станом на дату аналізу коефіцієнти поточної нафтовіддачі заводнених зон пластів за основними покладами Серафимовского родовища характеризували ефективність їх експлуатації при високих темпах відбору рідини.

З технологічної точки зору висновок про інваріантності процесу обводнення і нафтовіддачі нафтового покладу і темпу відбору рідини абсолютно аналогічний висновку про те, що високі темпи відбору рідини сприяють збільшенню кінцевої нафтовіддачі пласта. це дозволяє збільшити темпи розробки нафтових родовищ.

Для кінцевої стадії характерні велика тривалість як по роках розробки, так і з відбору великих об'ємів рідини з пласта т, малі темпи відбору нафти і високі темпи відбору рідини. На графіках залежності темпу відбору нафти Тн від т IV стадія виділяється за низьким і дуже повільно що знижується темпу відбору нафти.

При цьому необхідно мати на увазі, що досить часто завдання полягає не тільки в забезпеченні фонтанної експлуатації протягом всього терміну розробки поклади, але і при високих темпах відбору рідини з пласта і при високих буферних тисках на свердловинах, що дозволяють застосовувати найбільш прогресивні напірні системи збору нафти і газу.

Досвід тривалої роботи свердловин з штучно консолідованими породами показує, що при сучасних темпах розробки родовищ багато спочатку успішні операції по закріпленню порід пласта в кінцевому підсумку виявляються неефективними. Високі темпи відбору рідини при розробці родовищ ведуть до різкого збільшення напруги в скелеті породи; штучний цемент, що зв'язує зерна піску, руйнується, і починається винос породи з пласта в свердловину.

Слід мати на увазі, що майданні заводнення жорстко. Забезпечуючи високі темпи відбору рідини, воно на практиці не пристосоване для регулювання розробки.

Питання про вплив швидкості фільтрації на нефтеотдачу безпосередньо пов'язаний з питанням вибору темпу розробки нафтових родовищ. Нерідко можна почути думку, що високі темпи відбору рідини або не впливають[30], Або призводять до зниження повноти вилучення нафти і тим самим ставиться під сумнів необхідність скорочення термінів розробки нафтових покладів.

На IV стадії стоять кілька суперечливі завдання: 1) збільшення темпів видобутку рідини; 2) скорочення обсягів видобутої попутної води. З одного боку, треба підтримувати високі темпи відбору рідини, щоб відсунути наступ межі рентабельності експлуатації свердловин; з іншого боку, необхідно застосовувати всі методи щодо скорочення обсягів видобутку попутної води.

Таким чином, численні теоретичні, лабораторні та промислові дослідження дозволяють вважати доведеним, що підвищення темпів відбору рідини при розробці покладів в умовах витіснення нафти водою призводить, як правило, до збільшення коефіцієнта використання запасів, а отже, і коефіцієнта нафтовіддачі. У зв'язку з цим при розробці нафтових родовищ необхідно дотримуватися високих темпів відбору рідини, а отже, і нафти.

Поклад нафти пласта ДГ Леонідовской площі поділяється на чотири окремих ділянки: центральний, північний, південний, і західний, розробляються при різних темпах відбору рідини. Центральний і північний ділянки характеризуються більш однорідною будовою і розроблялися при високих темпах відбору рідини. Північну і південну ділянки мають менш однорідну будову: часто пісковики заміщені алевролитами.

Важливий в роботі[79 ]висновок про те, що високі середні швидкості фільтрації призводять до збільшення кількості води, що проходить через норовлять простір пласта. Таким чином, одним з основних чинників отримання великих коефіцієнтів нефтеизвлечения автор правильно вважає високі темпи відбору рідини, а збільшення кількості води, промивають поклад, розглядає як наслідок високих швидкостей фільтрації.

Поклади нафти шосте горизонтів балаханской свити і НК свити нижнього відділу продуктивної товщі мають малі площі нафтоносності, що забезпечує гарний зв'язок між площею відбору і законтурне областю, що є великий водонапірної системою. Піщано-алевритового склад порід (зміст пісків сягає 90 - 95%) і їх відносна однорідність в порівнянні з іншими нефтесодержащими колекторами продуктивної товщі зумовили високу проникність (швидке просування контурних вод від крил вгору по підняттю пластів), що поряд з іншими факторами сприяло найповнішої виробленні цих покладів. З цієї причини, а також через великий щільності сітки свердловин і високих темпів відбору рідини в початковий період розробки процес обводнення свердловин і поклади протікав вкрай швидко.

Залежність обводнення продукції свердловин від поточного коефіцієнта нафтовіддачі пласта. Місце народження. Нами були детально проаналізовані окремі ділянки пласта Дп Туй-мазінского і пласта Дх Леонідовского родовищ. У пласті Д: Леонідовской площі також утворилися чотири самостійних ділянки з наступними умовними назвами: центральний, північний, південний і західний. Нижче коротко описані отримані результати досліджень по цих об'єктах. В результаті аналізу виявлено, що високі темпи відбору рідини з поклади протягом усього періоду розробки підтримувалися на південно-східній ділянці.

Всі ці поклади мають невеликі розміри. Лише по одній поклади - Бобриков-ської Арчедінского родовища, на якій свердловини розташовані в одному ряду по осі структури, середня сітка свердловин в початковому контурі нафтоносності дорівнює 53 га /вкв. Таким чином, геологічні та технологічні чинники сприяють успішній розробці цих покладів. Однак динаміка відбору нафти і води з них характеризується іншими показниками в порівнянні з більшістю розглянутих покладів, відрізняючись від них високими темпами відбору рідини.