Вязкость пластовой нефти

Вязкость пластовой нефти, мПа-с.............. 18 [c.129]

Одной из причин низкой нефтеотдачи на месторождениях Башкирии являются аномалии вязкости пластовой нефти. Эти аномалии возникают в результате взаимодействия частиц асфальтенов, кото.рые при определенных условиях образуют структуры коагуляционного типа. [c.5]

СТРУКТУРНАЯ вязкость ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ [c.81]

Средние коэффициенты растворимости для исследованных пластовых нефтей СССР (при начальных пластовых условиях) меняются от 0,2 до 1,2 м 1м . Надо отметить, что вязкость пластовой нефти подробно рассмотрена, изучена и обобщена в работах как наших, так [c.28]

В табл. 30 приведены основные данные о промысловых опытах закачки растворов полимеров в нефтяные пласты [25]. Как видно из таблицы, опыты проводили в широком диапазоне изменения проницаемости пластов (0,0043—6 мкм ) и вязкости пластовой нефти (2,8—130 мПа-с). Закачкой были охвачены как терригенные, так и карбонатные коллекторы. Концентрация полимера в растворе колебалась от 0,02 до 0,05%, хотя по некоторым проектам закачивали более концентрированные растворы до 0,37 %. Метод испытывали на различных стадиях разработки. Количество дополнительно добываемой нефти на 1 т 100 %-ного полимера менялось в широких пределах. [c.124]

Эксперименты показывают, что коэффициенты вязкости нефти (при давлениях выше давления насыщения) и газа увеличиваются с повышением давления. При изменении давления в значительных пределах (до 100 МПа) зависимость вязкости пластовых нефтей и природных газов от давления можно принять экспоненциальной [c.51]

Реологические линии, т. е. графики зависимост перепада давления от скорости движения или фильтрации жидкости для пластовых нефтей СКВ. 851, 198, 952, отличаются от реологических линий для ньютоновских жидкостей. В определенном интервале скоростей и перепадов давления зависимость между ними нелинейная. Кривые имеют характерную форму, свойственную структурированным жидкостям. При малых скоростях движения вязкость нефти оказывается очень высокой, С ростом скорости вязкость падает до некоторой наименьшей величины и в дальнейшем в широком интервале скоростей и перепадов давлений остается постоянной. Отмеченные аномалии вязкости пластовых нефтей указывают на существование в них пространственных структурных сеток. [c.38]

Метод эффективен при малой и средней плотности и вязкости пластовой нефти, при средней и высокой проницаемости коллектора, а также при достаточно высокой остаточной нефтенасыщенности (не менее 25— 30 %). Глубина залегания продуктивного пласта технологически не лимитирует применеиие метода. [c.198]

Глава 1. ХИМИЧЕСКИЕ РЕАГЕНТЫ ДЛЯ СНИЖЕНИЯ АНОМАЛИЙ ВЯЗКОСТИ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ [c.6]

Сведения о диффузионных свойствах различных веществ необходимы для научно обоснованного подбора реагентов, а также производства новых высокоэффективных веществ, применяемых для подавления аномалий вязкости пластовых нефтей. [c.15]

ПРИМЕНЕНИЕ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ ДЛЯ ПОДАВЛЕНИЯ АНОМАЛИЙ ВЯЗКОСТИ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ [c.43]

Аномалии вязкости пластовых нефтей существенно влияют на процесс извлечения нефти из залежей. Для улучшения реологических характеристик аномально-вязких нефтей предлагается использование поверхностно-активных веществ (ПАВ). [c.113]

Изменчив и параметр вязкости пластовых нефтей. [c.43]

Параметры, по которым залежи различаются существенно, можно объединить в две группы - параметры, характеризующие емкостно-фильтрационные свойства пласта (нефтенасыщенная толщина, проницаемость, вязкость пластовой нефти), и параметры, характеризующие тип разреза (коэффициенты песчанистости и расчлененности). [c.66]

Аналогичные затруднения были и при поддержании давления в известняках среднего карбона, хотя вязкость пластовой нефти в этих залежах вдвое меньше вязкости угленосных нефтей. Девонские за- [c.64]

Наибольшее внимание как в нашей стране, так и за рубежом в последние годы уделяется тепловым методам повышения нефтеотдачи пласта и увеличения текущего дебита скважин. Они основываются на том, что нагрев нефтеносного коллектора и заполняющей его жидкости ведет к снижению вязкости пластовой нефти, растворению выпавших в пласте асфальтосмолистых и парафиновых отложений, что создает лучшие условия для более полного вытеснения нефти из пор коллектора и очистки призабойной зоны. [c.7]

Индекс аномалии вязкости пластовой нефти при различных давлениях и температурах рекомендуется рассчитывать по выражению [c.88]

Вязкость пластовой нефти при давлении 100 К1 с/см2 и пластовой температуре, спз 16,4 2,0 8,1 8,0 [c.38]

Обычно вязкость пластовых нефтей определяют с помощью вискозиметров высокого давления (ВВДУ) по времени падения шарика в трубке, заполненной нефтью. При этом достигаются скорости сдвига, соответствуюпще движению нефти в призабойной зоне скважин [26]. Нефть в пластовых условиях является слабоструктурированной жидкостью. При пластовых температурах, как правило, превышающих температуру кристаллизации парафина, пространственную структуру в нефти могуг образовывать частицы асфальтенов. Аномалии вязкости такой нефти проявляются при небольших скоростях и напряжениях сдвига, характерных для удаленных от призабойной зоны участков пласта. Поэтому при использовании ВВДУ структурно-механические свойства и анома ши вязкости нефти могут оставаться незамеченными. [c.23]

Доступным и эффективным способом уменьшения аномалий вязкости пластовой нефти можно считать использование поверхностно-активных ве111еств (ПАВ). Известно использование ПАВ для воздействия на пласт с целью увеличения его нефтеотдачи, а также для обработки призабойной зоны пласта с целью повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, Эффект от использования ПАВ при этом связывают в основном с изменением процессов, происходящих в пласте на контакте нефть - газ - вода - порода [3,4]. Наши исследования [5, 6, 7] позволили выявить действие водных растворов ПАВ и на объемные, или реологические, свойства пластовой нефти. [c.6]

Расчеты проектного коэффициента нефтеотдачи произведены раздельно по пластам с учетом неоднородности физических свойств коллекторов и вязкостей пластовых нефтей и воды при режиме вытеснения нефти водой при площадном нагнетании рабочего агента. Расчеты велись по формуле [c.175]

Пластовая температура, "С Пластовое давление, МПа Вязкость пластовой нефти, мПа с Плотность пластовой нефти, кг/м Содержание серы в нефти, % по массе [c.296]

Вязкость пластовой нефти при 100 ат,спз........12,4 [c.83]

Повышенные значения коэффициентов вариации у неньютоновских систем указывают на меньшую точность измерения предельного динамического напряжения сдвига, эффективной вязкости пластовых нефтей при напряжениях меньше критического напряжения сдвига, градиента динамического давления сдвига и коэффициента подвижности при фильтрации неньютоновской нефти в образцах пород при градиентах, меньше критического. Чтобы избежать этого, или по крайней мере, снизить погрешности определения этих параметров, опыты следует вести после предварительного разрушения структуры. [c.27]

Основные причины повышения нефтеотдачи при нагнетании теплоносителя в пласт — снижение вязкости пластовой нефти в результате повышения ее температуры и уменьшения капиллярных сил сопротивления, препятствующих извлечению нефти из малопроницаемых пропласт-ков и участков. Снижение вязкости нефти и, следовательно, снижение параметра относительной подвижности приводит к повышению коэффициента охвата т охв, а изменение капиллярных сил сопротивления — к увеличению коэффициента вытеснения Т1выт. Последний эффект наиболее полно проявляется в гидрофильных пластах. Дополнительные факторы вытеснения — это тепловое расширение флюидов, испарение пластовой нефти и переход ее в газовую фазу. [c.48]

Николо-Березовская площадь Арланского месторождения. Вязкость пластовой нефти на данном объекте равна 20—30 мПа с. В пласт через 15 нагнетательных скважин закачивали 0,05 %-ный водный раствор ОП-10, добывали нефть 80 добывающими скважинами. На контрольном участке 21 нагнетательная и 82 добывающих скважин. Геолого-физические условия участков в целом достаточно близки, хотя по средневзве-щенной нефтенасыщенной толщине и проницаемости опытный участок (А=3 м, А=0,59 мкм ) уступает контрольному (. =4,6 м,, %=0.68 мкм ). [c.89]

В настоящей работе представлены результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, посвященных разработке реагентов для снижения аномалий вязкости пластовой нефти составов для восстановления приемистости нагнетательных скважин жидкостей для глушения скважин, сохраняющих коллекторские характеристики пород призабойной зоны пласта и обладаюнщх свойствами нейтрализатора сероводорода антикоррозионных и консервационных жидкостей для скважин эмульгаторов обратных водонефтяных эмульсий, применяемых для различных процессов нефтедобычи реагентов-гидрофобизаторов для обработки призабойной зоны пласта. Исследования проводились в соответствии с программой № 7 Академии наук [c.4]

Нами разработан новый состав поверхностно-активных веществ для закачки в нефтяной пласт [9] с целью снижения аномалий вязкости пластовой нефти. Поставленная цель достигается тем, что разработанный состав, вь дючающий водный раствор ОН-10, дополнительно содержит поверхностно-активное вещество ОП-4 при следующем соотношении компонентов, % мас. [c.9]

Безусловно, на процесс диффузии ПАВ из водного раствора в нефть в реальных условиях пласта определешюе влияние будет оказывать частичная адсорбция их на породе. Однако способ подавления аномалий вязкости пластовой нефти с помощью закачки в пласт водных растворов ПАВ предполагает в основном воздействие на нефть, оставшуюся за фронтом вытеснения в обводненной зоне пласта, где имеется огромная плошадь контакта воды с нефтью, а механизм переноса ПАВ из водных растворов в нефть может быть как диффузионным, так и конвективным. Все это, а также тот факт, что основным по продолжительности периодом разработки нефтяной залежи является водный, позволяет утверждать, что при использовании водных растворов ПАВ в пластовых условиях будет обеспечена доставка этих реагентов в нефть. [c.15]

Доступным и эффективным способом уменьшения аномалий вязкости пластовой нефти можно считать использование поверхностно-активных веществ (ПАВ). Известно использование ПАВ для воздействия на пласт с целью увеличения его нефтеотдачи, а также для обработки призабойной зоны пласта с целью повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Эффект от использования ПАВ при этом связывают в основном с изменением процессов, происходящих в пласте на контакте нефть-Г43. 44 ] яз я.ртогч>в пос бия [c.43]

Приведенный пример закономерного изменения вязкости пластовой нефти не даёт полной характеристики фазовых состояний углеводородов, в поровых объемах пластов. Как установлено соответствующими исследованиями, наряду с нефтью часть порового объема бывает занята твердым битумом. Прй экстрагировании образцов включения твердых битумов полностью удаляют, что приводит к необоснованному завышению пористости и проницлемости коллекторов тяк как твердые битугы в порах кол- [c.43]

Как отмечалось, обнчно при проектировании разработки учитывается вязкость пластовой нефти, определенная по глубинным пробам, без пос-ледущей корректировки её в зависимости от принятых условий разработки. [c.44]

Как было установлено проведенными в Куйбышевской области иссле -дованшши 15, в результате внутриконтурнсй закачки холодных вод пластовая температура залежей в заводненных объемах понизилась на 25-755К и соответственно возросла вязкость пластовых нефтей на 30 40 , При более продолжительном времени заводнения вязкость не( )Твй должна увеличиться. [c.45]

При выделении различных групп коллекторов И.П. Чоловский предложил комплексный параметр — идропроводность, характеризующий фильтрационные свойства и продуктивность пласта и представляет собой Iотношение произведения абсолютной проницаемости и эффективной тол- щины пласта к вязкости пластовой жидкости. Ввиду недостаточного количества гидродинамических исследований и невозможности определения гидропроводности каждого из перфорированных пластов в насосных скважинах, им было предложено определение этого параметра следующим I образом. Коэффициент проницаемости определяют по одному из геофизических методов. Толщину пласта определяют по комплексу промыслово-геофизических исследований, обеспечивающих высокую степень точности. Вязкость пластовой нефти берется средняя для каждого пласта, определенная в лабораторных условиях на основании исследования глу- бинных проб нефти. [c.82]

Аппаратура и методика исстедования аномалий вязкости пластовой нефти [c.84]

Данный метод был опробирован в 1988 г. на межсолевой залежи нефти УП1 пачки задонского горизонта Речицкого месторождения. Пласты представлены известняками и доломитами. Тип коллектора каверновопорово-трещинный. Нефтенасыщенность 76,8%, проницаемость изменяется в широких пределах от 0,01 до 73,8 10 мкм . Нефтенасыщенная толщина пласта составляет 58 м, расчлененность 3,8. Пластовая температура 53 °С. Вязкость пластовой нефти 7,3 мПа с. [c.97]

Площадь и участок Темпера- тура пласта, "С Вязкость пластовой нефти, мПа- с Газосо- держание пластовой нефти, м /м Давление насыщения нефти газом, МПа [c.357]

Изображенная на рис. 1 реологическая линия получена при давлении в системе 10О ат и температуре 22° С. Реологическая линия имеет характерную форму, свойственную структурированным жидкостям [5]. Вязкость таких жидкостей изменяется в широких пределах при изменении перепада давления на концах капилляра. В этом легко убедиться, подсчитав вязкость исследовавшейся пластовой нефти при разных перепадах давления. В табл. 1 приведена вязкость пластовой нефти при разных режимах ее движения через капилляр. [c.83]

Вязкость пластовых нефтей обычно определяют в вискозиметрах высокого давления типа ВЕДУ но времени падения шарика в исследуемой жидкости [9]. Шарик перемещается в трубке, заполненной пластовой нефтью. При его падении нефть перетекает через зазор между шариком и стенкалш трубки. Скорость движения жидкости в щели нри этом будет высокой и составит о1Соло 30 см/сек. Столь высокая скорость совершенно не соответствует скорости движения нефти в пористой среде. Изменить скорость падения шарика можно лишь изменением наклона трубки, отчего и диапазон скоростей будет узким. Поэтому при использовании вискозиметров типа ВВДУ структурно-механические свойства пластовых нефтей остаются незамеченными. [c.35]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология