Условия вытеснением НВг

При этом происходит адсорбция газа как на границе нефть—вода, так и на границе вода—порода. Это ведет к некоторой гидрофобизации породы, улучшая условия смачиваемости породы нефтью, т. е. разрыву пленки воды на породе [184]. Это, естественно, улучшает условия вытеснения воды нефтью и уменьшает водонасыщенность керна. Как известно, газовый фактор у туймазинской нефти более чем в 4 раза выше, чем у арланской нефти. Поэтому если полученные в результатах различия между количеством остаточной воды в газонасыщенной нефти и ее модели объяснять данными [84], то становится понятной и меньшая разность этих величин в арланской нефти, чем туймазинской. [c.173]

Изучение свойств адсорбирующихся на различных границах раздела компонентов нефти показало, что при равных гидродинамических условиях вытеснения нефти из пористой среды присутствие в первую очередь порфиринов и затем асфальтенов является фактором, обусловливающим низкие коэффициенты извлечения нефти из пласта. Изменение гидродинамических режимов в реальных условиях, безусловно, может дать увеличение нефтеотдачи за счет включения ранее не охваченных вытеснением участков пласта, однако и в этом случае за фронтом вытеснения останется значительное количество нефти, удержанной адсорбционными силами на твердой поверхности. [c.191]

Одна из основных задач исследования вытеснения нефти — определение зависимости показателей разработки от параметров пласта, свойств насыщающих и закачиваемых жидкостей, режима закачки, величины отбора и др. С этой целью строят различные математические модели — расчетные схемы неоднородных пластов п процессов фильтрации жидкостей в них. В настоящее время для исследования разработки и прогнозирования его показателей в условиях вытеснения нефти водой из неоднородных пластов применяется целый ряд расчетных схем. Анализ их, приведенный во многих работах [2, 27, 31 и др.], позволяет выделить наиболее характерные особенности в принципах их построения. [c.195]

На механизм вытеснения нефти водой из пористых сред оказывает влияние множество факторов как чисто геологического порядка, так и обусловленных различными физико-химическими процессами, возникающими на границе раздела совместно движущихся фаз. При вытеснении нефти водой из неоднородных пористых сред значительная роль принадлежит капиллярным силам, характер действия которых проявляется неоднозначно в различных условиях вытеснения. [c.205]

Совместное изучение различных капиллярных проявлений позволяет отметить, что все они носят ограниченный характер или происходят при установившихся условиях вытеснения. Для того чтобы усилить полезное действие одних капиллярных процессов и нейтрализовать развитие других, необходимо создать такие технологические условия разработки, которые бы препятствовали установлению капиллярного равновесия. Одним из таких условий может быть импульсное воздействие на пласт. [c.210]

IV. создание возможности наращивания слоя осажденного битума на поверхности в условиях вытеснения воды из эмульсии. [c.27]

При фильтрации капли нефти должны проходить в узкие поровые каналы. Капли и струйки нефти при этом деформируются. На деформацию капель нефти с увеличившейся вязкостью нефти потребуется соответственно большая работа. Условия вытеснения нефти при этом ухудшаются. [c.90]

Хотя в реальных условиях вытеснения нефти водой и в других процессах добычи нефти равновесные краевые углы смачивания, по-видимому, не существуют, нельзя отрицать важность определения этого показателя. По величине краевых углов смачивания можно судить о молекулярной природе нефти, воды и твердой поверхности, а также об изменении их поверхностных свойств при добавках к ним различных ПАВ, можно дать качественную оценку показателей процесса вытеснения нефти водой и др. [c.121]

Длительность времени разрыва пленки указывает на необходимость пересмотра некоторых вопросов методики лабораторных исследований нефтеотдачи. Как известно, нефтеотдача определяется путем насыщения нефтью водонасыщенного образца н последующего ее вытеснения водой. Очевидно, в поровом пространстве процессы прилипания нефти к твердой поверхности также протекают длительное время. Если равновесные условия не достигаются, то по существу нефть не прилипает или неполностью прилипает к твердой поверхности, что, очевидно, может привести к высоким значениям нефтеотдачи. Условия вытеснения нефти из породы в этом случае резко отличны от пластовых и, несомненно, облегчены. Для уточнения методики вытеснения нефти из образцов следует выявить время установления равновесных условий, возникающих в образце породы после вытеснения воды нефтью. Опыты показывают, что это время довольно значительно. [c.146]

Используя распределение проницаемости пласта как случайной величины, М. М. Саттаров рассчитал коэффициенты охвата пласта воздействием для различных значений обводненности добываемой жидкости. Показано, что для средних условий вытеснения можно получить увеличение коэффициента охвата на 30%, а коэффициента нефтеотдачи пласта до 20%. Примерно такие же результаты в приросте нефтеотдачи получены в исследованиях, выполненных в Гипровостокнефти [c.49]

К самым простым методам увеличения конечной нефтеотдачи пластов при заводнении относятся методы, использующие средства, улучшающие или изменяющие в необходимом направлении вытесняющие свойства воды, т. е. снижающие межфазное натяжение между водой и нефтью, уменьшающие различия в вязкостях нефти и воды. К таким средствам относятся водорастворимые ПАВ, полимеры и щелочи, обладающие низкими потенциальными возможностями увеличения нефтеотдачи пластов, но находящие самостоятельное промышленное применение для улучшения условий вытеснения нефти водой, охвата пластов заводнением, также для улучшения остаточной нефтенасыщенности. [c.109]

Вытеснение нефти из коротких образцов кернов обеспечивает более полный охват вытесняющим агентом по сравнению с процессом вытеснения нефти из длинных моделей пласта, по результатам экспериментов по вытеснению нефти промысловой сточной водой при моделировании условий вытеснения (длины моделей пласта составили 40—50 см). Опыты выполнены в НИИнефтеотдаче для оценки эффектив- [c.175]

В условиях лабораторных экспериментов удается решить задачу по оценке технологий увеличения нефтеотдачи лишь частично из-за ограниченной возможности моделирования реальных условий вытеснения нефти водой. Поэтому при проведении промысловых экспериментов ставятся более слож- [c.243]

Интересно рассмотреть безводную нефтеотдачу при эксплуатации залежи ньютоновской нефти в условиях взаимодействия несовершенных скважин. Мы будем рассматривать эту задачу для скважин, при бурении вскрывших лишь часть продуктивной мощности пласта в условиях вытеснения нефти к забоям активной подошвенной водой в однородно-анизотропном пласте. Жидкости считаются несжимаемыми, фильтрация подчиняется закону Дарси. Коэффициент извлечения запасов за безводный период работы (в момент, когда поверхность раздела нефть-вода достигает забоя несовершенной скважины) каждой скважины определяется отношением суммарного отбора нефти N = к удельным геологическим запасам V, т. е. [c.156]

На основе анализа экспериментальных данных можно сделать однозначный вывод из гидрофильного пласта нефть извлекается при более низком водонефтяном факторе и, следовательно, меньшим количеством нагнетаемой воды, чем из гидрофобной среды. Таким образом, при прочих равных условиях вытеснение смачивающей фазы несмачивающей менее эффективно, чем вытеснение несмачивающей жидкости смачивающей. [c.23]

Особенно велика роль капиллярных процессов при вытеснении нефти из неоднородных пластов (слоистых, с зональной неоднородностью и трещиновато-пористых). Результаты экспериментов [10, 44, 74] позволили установить, что процесс вытеснения нефти водой из неоднородной пористой среды может протекать в качественно отличных условиях вытеснения, зависящих от соотношения капиллярных и гидродинамических сил, которое характеризуется безразмерным параметром [c.40]

Для условий вытеснения нефти из пласта водой величина капиллярного числа примерно равна Ю . В этом случае капиллярные силы препятствуют продвижению капелек нефти через сужение пор. [c.52]

Опыты, проведенные в условиях вытеснения нефти минерализованной водой с последующей закачкой пены по общей для всех опытов технологии, показали, что присутствие минерализованной воды в пористой среде не ухудшает процесс. [c.66]

Максимов М. И. Метод подсчета извлекаемых запасов нефти в конечной стадии эксплуатации нефтяных пластов в условиях вытеснения нефти водой.//Геология нефти и газа.- 1959.- № 3.- С. 42-47. [c.221]

При фильтрации водных растворов ПАА через пористые среды всегда наблюдается некоторое уменьшение проницаемости пористых сред, что обусловлено застреванием макромолекул ПАА в сужениях пор. Как увеличение вязкости, так и уменьшение проницаемости приводит к существенному уменьшению подвижности раствора ПАА по сравнению с подвижностью воды. При этом в процессе вытеснения нефти, подвижности нефти и вытесняющего нефть раствора ПАА сближаются. Условия вытеснения нефти становятся более благоприятными. Повышаются коэффициент охвата н нефтеотдача. В лабораторных условиях при вытеснении нефти из моделей неоднородного пласта растворами ПАА нефтеотдача увеличивалась на 15—20%. [c.233]

Закачиваемая-в пласт концентрированная серная кислота постепенно разбавляется водой, содержащейся в нефтяном пласте (например погребенной водой). При этом выделяется большое количество тепла, вследствие чего несколько уменьшается вязкость нефти. Если пластовая вода относится к водам хлоркальциевого типа, то при смешении ее с серной кислотой образуется малорастворимое в воде соединение СаБО , которое уменьшает водопроницаемость той зоны, куда проникла серная кислота, и несколько уменьшает подвижность воды. Эти три явления способствуют созданию более благоприятных условий вытеснения нефти водой и приводят к увеличению нефтеотдачи. [c.234]

Следовательно, диффузия ПАВ из водного фильтрата в нефть при вторичном вскрытии, с одной стороны, позволит понизить ее вязкость и соответственно улучшить условия вытеснения нефти в скважину при вызове притока в последующем, что является положительным моментом. С другой стороны, проникновение фильтрата перфорационной жидкости в коллектор на первых этапах приведет к усиленному вытеснению маловязкой нефти вглубь пласта. Под действием одной и той же величины дифференциального давления зона проникновения увеличивается и является отрицательным моментом. В данном случае необходим подбор ПАВ, обладающих невысокой скоростью диффузии. Это приведет к формированию зоны проникновения без существенного снижения вязкости нефти, а значит, не повлияет на увеличение радиального проникновения компонентов перфорационной жидкости. [c.70]

При закачке в нефтяной пласт воды с добавкой ПАВ снижается поверхностное натяжение на границе нефть — вода, увеличивается подвижность нефти и улучшается вытеснение ее водой. Добавка полимеров, в частности полиакриламида, к воде позволяет улучшить условия вытеснения нефти из пласта водой. [c.17]

Кислоты вытесняются из солей при действии более сильной и нелетучей кислоты. Условия вытеснения хлороводорода и азотной кислоты из соли даны в примере 11, уравнения 6, 7. [c.72]

Из решения рассмотренной задачи следует, что в отличие от модели Бакли-Леверетта распределение насыщенности (9.50) зависит здесь от параметра определяемого равенством (9.48), с возрастанием которого условия вытеснения улучшаются кривая смещается вправо от кривой/(л). Отсюда следует, что для получения высоких коэффициентов нефте- и газоотдачи за безводный период необходимо поддерживать малые скорости вытеснения. Вместе с тем значительное уменьшение скорости приводит к удлинению сроков разработки месторождения. Поэтому на практике возникает необходимость определения оптималь-, ных режимов разработки. [c.277]

Вытесняемая нефть накапливается в передней части движущегося водопефтяного вала. Перед ним движется только вода, если перед мицеллярным воздействием добывающие скважины были полностью обводнены, или в них поступала обводненная нефть с высоким содержанием воды. За водонефтяным валом движутся мицеллярный раствор и проталкивающая жидкость. Нефтенасыщенность за мицеллярным раствором и проталкивающим агентом минимальна, а при оптимальных условиях вытеснения близка к нулю (рис. 113). На моделях, представляющих собой линейные [c.191]

Таким образом, форма водонефтяного контакта, характеризующая охват пласта вытесняющим агентом в слоистых пластах, при прочих идентичных условиях вытеснения определяется соотношением капиллярных и гидродинамических сил. При вытеснении нефти водой из слоистых пористых сред существует оптимальная скорость фильтрации, соответствующая максимальному коэффициенту макроохвата. [c.102]

Из результатов исследований Талаша и Крэвфорда по изменению лиофильности несцементированных песков вытекают аналогичные выводы, т. е. частичное увеличение гидрофобности песка приводит к увеличению остаточного насыщения. Вместе с тем ряд. исследователей отмечает, что нефтеотдача при заводнении водосмачиваемых коллекторов существенным образом зависит от скорости вытеснения. Если увеличение смачиваемости горных пород благотворно влияющее на повышение нефтеотдачи пластов, указывает на общую эффективность капиллярных процессов при вытеснении нефти из гидрофильных сред, то некоторое улучшение условий вытеснения при повышении скорости фильтрации (при неизменных условиях смачиваемости) указывает на существование побочных капиллярных явлений, уменьшающих полноту извлечения нефти, но преодолеваемых с увеличением внешнего перепада давлений. К таким побочным явлениям прежде всего следует отнести развитие капиллярных барьеров за фронтом вытеснения в промытой зоне пласта. [c.209]

Материальный баланс процесса для рассматриваемых условий вытеснения жидкости жидкостью нри идеальном смешении может быть составлен путем следующих рассуждений. За элемент времени концентрация жидкости в аппарате изменится на иелп-чину 1х следовательно, в аппарате останется количество вещества, равное х—(1х). Это же количество оставшегося вещества можно вычислить путем сложения остатка вещества (1/ ,—с1 )х и вновь поступившего количества йУ [c.32]

Естественно, что знание закономерностей распространения открытой трещиноватости чрезвычайно важно для учета условий продвижения закачиваемой воды, эффективного применения вторичных методов воздействия и условий вытеснения не( )ти, что при проектировании обычно не учиты -веется., [c.43]

Во-пврзых, кроие гр здиционяых условий вытеснения подвижной нефти, теперь ставится дополнительцая задача извлечения не /ги как граничных слоев, так и включений твердых битумов, доля которых в объемах залежей в отдельных случаях бывает достаточно высокой [12]. [c.45]

Аширов К.Б. и др. Влияние внут Якоктурного ааводяенйя на пластовую температуру и условия вытеснения нефти,- В сб. Геология и разработка нефтяных месторождений.- Тр./Гипровостокнефть,- М. Недра, [c.47]

Приведенные, а также другие многочисленные примеры позволили сформулировать один из принципов, которого придерживаются башкирские нефтяники — каждый участок пласта (залежи нефти) вырабатывается в основном с помощью тех скважин, которые на нем расположены. С этим принципом неразрывно связан и второй принцип — плотность сетки скважин существенно влияет на нефтеотдачу пласта. Выше уже говорилось о предварительных результатах опытно-промышленного эксперимента на Ново-Хазинской площади. Существенная роль плотности сетки скважин при разработке месторождений подтверждается материалами анализа выработки отдельных участков месторождений как с маловязкой, так и с нефтью повышенной вязкости. Как правило, на участках с более плотной сеткой скважин условия вытеснения нефти значительно лучше. [c.65]

Чем более неоднороден пласт, тем больше вследствие отсутствия капиллярного впитывания снижается нефтеотдача из-за оставления многочисленных целиков при продвижении воды по> тпгасту. При отсутствии погребенной воды процесс вытеснения неф-ти водой должен сопровождаться непрерывным повышением по-зерхностной энергии системы порода — нефть — вода и ухудшением в связи с этим условий вытеснения. [c.173]

Глобальная проблема, связанная с максимальным извлечением нефти из пористой среды, по мере своего изучения порождает необходимость углубления в новые стороны механизма формирования остаточной нефти. В условиях вытеснения водой применительно к поздней и завершающей стадиям разработки, в которые вступило значительное число нефтяных месторождений Волго-Уральской и других нефтегазоносных областей, указанные новые области научного исследования охватывают всестороннее изучение пустотного пространства и физико-химического состава минерального скелета пород характер распределения смачиваемости поверхности поровых каналов каталитическое и иное воздействие минералов пористой среды на физико-химию процесса взаимодействия нефтяной и вытесняющей фаз и др. выяснение состава остаточной нефти исследование постпроцессов после прохождения фронта вытеснения активным раствором и т. д. [c.381]

При этом происходит дополнительная адсорбция активных компонентов нефти на стенках цоровых каналов, увеличивается гидро-фобизация породы, что отрицательно влияет на показатели процесса вытеснения нефти водой. Кроме того, нефть периферийных частей залежи имеет более высокую вязкость, а при вытеснении более вязкой нефти водой улучшаются условия для прорыва нагнетаемой воды по более проницаемым участкам пласта, что усиливает неравномерность продвижения внешнего и внутреннего контуров нефтеносности. Все перечисленные факторы снижают безводную и полную нефтеотдачу. Наоборот, если бы нагнетание в пласт воды велось так, что вода вытесняла менее смолистую и более подвижную нефть из сводовой части залежи, а последняя вытесняла вязкую и смолистую нефть периферийных участков, условия вытеснения должны заметно улучшиться. При такой системе заводнения следует ожидать увеличения коэффициентов [c.47]

Как видно из этих рисунков, остаточная водонасыщенность в опытах с газонасыщенной нефтью меньше, чем с ее моделью. Разность между количеством остаточной воды, полученной на одних и тех же образцах газонасыщенной нефти и ее модели для туймазинской нефти при максимальных, достигнутых в опытах, перепадах давлений колеблется от 3 до 20%, а для арланской нефти — от 2 до 8%. Полученные результаты на наш взгляд, находят свое объяснение из данных экспериментов М. М. Кусакова и И. Д. Таирова [10]. Контакт газонасыщенной нефти с водой приводит к частичному переходу растворенного в нефти газа в воду и адсорбции его из воды на породе. Последнее обстоятельство приводит к некоторой гидрофобизацип породы, что улучшает условия смачиваемости породы нефтью, т. е. разрыву пленки воды на породе [И], что естественно улучшает условия вытеснения воды нефтью и приводит к меньшей водонасы-щенности керна. Как известно, газовый фактор у туймазинской нефти более чем в 4 раза больше, чем у арланской. Поэтому, если полученные в опытах [c.58]

За водонефтяным валом движутся мицеллярный раствор и проталкивающая жидкость. Нефтенасыщенность в тыльной части минимальна, а при оптимальных, условиях вытеснения близка к нулю, как это наблюдалось, например, в опытах П. И. Забродина (рис. 4.45). Модель представляла собой линейные образцы дл ИНой до 3,8 м из несцементированного песчаника проницаемостью 8—10 1мкм . Прокачка мицеллярного раствора обеспечивала практически полное вытеснение модели нефти вязкостью [c.178]

Взаимодействие нефти с породой было исследовано также методом плоскопараллельных дисков, основанном на вытеснении жидкости из узкого зазора между плосконараллельными кварцевыми дисками. Было установлено, что нефти с разным содержанием асфальтенов при одинаковых условиях вытеснения дают на одной и той же кварцевой поверхности отличающиеся по толщине и прочности граничные слои. Формирование граничных слоев нефти на контакте с твердой фазой происходит во времени, зависит от начального зазора между дисками, температуры и природы подложки. Полученные результаты согласуются с исследованиями, проведенными на керновом материале. [c.126]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология