Cтраница 3
В практике разработки нефтяных месторождений вследствие естественной неоднородности залежей иногда вскрываются малопродуктивные пласты. Скважины, которыми вскрыты такие пласты, имеют настолько малые дебиты безводной или малообводненной нефти, что целесообразность добычи нефти из них вызывает сомнение. [31]
В практике разработки нефтяных месторождений, особенно находящихся на поздней стадии эксплуатации, каждое производственное объединение среди фонда добывающих скважин насчитывает значительное число скважин, оборудование которых подвергается интенсивному коррозионному разрушению. [32]
В практике разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами нередко бывает [77, 78, 106, 124], что близко расположенные скважины совершенно независимы, а две, удаленные друг от друга на расстоянии сотен метров, имеют ярко выраженную гидродинамическую связь. Очевидно, такие случаи имеют место при движении жидкости в макротрещине, соединяющей отдельные скважины. [33]
В практике разработки нефтяных месторождений широко используются различные методы борьбы с притоком попутной воды в скважинах, проводятся работы по выравниванию профилей притока нефти и расхода воды по мощности пласта. [34]
В практике разработки нефтяных месторождений выбор методов изоляции воды представляет известную сложность вследствие многообразия самих методов, разнообразия геологических и эксплуатационных характеристик скважин одного и того же месторождения или тем более отдельных месторождений. Сложность заключается в том, что при выборе метода специалист обращается к опыту ( исследовательским, учетным и отчетным документам) и сопоставляет накопленные данные с параметрами реальной скважины. Такой порядок, или алгоритм выбора, распространяется как а широко применяемые, так и на впервые применяемые методы, потому что во всех случаях изыскивается некоторый аналог факту. При реализации алгоритма выбора участвует множество параметров, целевым из них является эффективность метода. Но и параметры, ха рак-теризующие скважины, и само понятие эффективность всегда интерпретируются и оцениваются неоднозначно. [35]
В практике разработки нефтяных месторождений в зависимости от расположения рядов нагнетательных скважин различают следующие виды систем заводнения: законтурное, приконтурное, внутри-контурное, центральное или осевое ( сводовое), комбинированное законтурное совместно с центральным или кольцевым. [36]
В практике разработки нефтяных месторождений редко можно встретить совокупность всех описанных выше условий, определяющих выделение эксплуатационных объектов. Наибольшее значение приобретают в том или ином конкретном случае те из них, которые будут оказывать наибольшее влияние на процесс разработки залежей. [37]
В практике разработки нефтяных месторождений большое значение имеют геофизические методы контроля и регулирования этого процесса. Среди них можно отметить следующие: 1) изучение распределения жидкости по стволу скважины; 2) анализ продвижения текущих контуров нефтеносности и обводнения эксплуатационных объектов. [38]
В практике разработки нефтяных месторождений важно знать величину фактического значения гидродинамического несовершенства эксплуатационных, водозаборных и нагнетательных скважин. [39]
В практике разработки нефтяных месторождений известны многочисленные случаи, когда бурением на участке сильно обводненных скважин вскрывался полностью нефтенасыщенный пласт. Особенно часто отмеченное явление наблюдается на месторождениях, нефти которых имеют высокую вязкость или обладают структурно-механическими свойствами. Это обстоятельство позволяет сделать вывод о том, что в пластах остаются участки с неизвлеченной нефтью. По-видимому, к моменту интенсивного обводнения вся область разработки будет разделена на промытые водой зоны и на застойные зоны, в которых может оказаться значительное количество невытесненной нефти. [40]
В практике разработки нефтяных месторождений приходится встречаться с залежами, имеющими начальное состояние водо-нефтяного контакта от вертикального ( при разрезании залежей на блоки) до горизонтального. Вследствие малого наклона пластов при горизонтальной границе раздела нефти и воды водо-нефтяные зоны залежей достигают 60 - 80 % от общей площади залежей. [41]
В практике разработки нефтяных месторождений СССР существуют различные способы заводнения продуктивных пластов в зависимости от их назначения и цели. [42]
В практике разработки нефтяных месторождений США площадное заводнение широко используется как вторичный метод эксплуатации. [43]
В практике разработки нефтяных месторождений характеристики вытеснения используются для оценки эффективности мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов. Вовлечение в активную разработку нефтенасыщенных участков и зон продуктивных пластов отражается на форме графиков характеристик вытеснения, поскольку меняется характер динамики обводненности продукции. Эта особенность характеристик вытеснения используется для количественной оценки мероприятий, направленных на увеличение коэффициента нефтеизвлечения. [44]
Теория и практика разработки нефтяных месторождений показали, что максимальные значения коэффициентов нефтеотдачи пластов могут быть достигнуты при разработке объектов на водонапорных режимах. Последнее связано с применением технологий искусственного поддержания пластового давления ( ППД) путем закачки в пласт воды. Применение ППД обычно начинается с первой стадии разработки залежи. Различают следующие виды технологий заводнения пластов. [45]