ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ И ИХ ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

В зависимости от значения пластового давления, физических свойств нефти, содержания в ней воды и газа, проницаемости пород пласта и т. д. нефтяные скважины эксплуатируются различными способами. [c.153]

Аналогичная задача о движении границы раздела двух жидкостей с различными физическими свойствами - вязкостью и плотностью-возникает во многих случаях и при разработке газовых месторождений с активной краевой или подошвенной водой, а также при создании и эксплуатации подземных газохранилищ в водоносных пластах и истощенных обводненных месторождениях. Знание в этом случае темпа продвижения контурных вод весьма важно, так как от него зависит темп падения пластового давления в газовой залежи или ПХГ, дебит газовых скважин и их размещение на газоносной площади, продолжительность бескомпрессорной эксплуатации газового месторождения и другие важные показатели. [c.202]

При оценке характеристики вод и определения их свойств проводят анализы на общую минерализацию воды и ее жесткость, содержание шести основных компонентов для отнесения исследуемой воды к определенному типу, концентрацию водородных ионов, газосодержание, бактериологическое и микробиологическое содержание, а также по определению некоторых физических свойств — температуры, плотности, запаха, вкуса, цвета, прозрачности, коэффициента поверхностного натяжения. Коррозионное воздействие воды на конструкционные материалы зависит от общей минерализации. По концентрации солей пластовые воды нефтяных месторождений подразделяются на пресные (0,001—0,1%) и минерализованные — солоноватые (0,1—1%), соленые (1—5%), рассольные (5—35%)- [c.125]

Приведены сведения о физических свойствах нефти и воды. Описаны системы сбора и подготовки нефти, рассмотрено устройство входящего в них оборудования, узлов и агрегатов. Даны технические характеристики замерных установок, промысловых трубопроводов, центрального сепарационного пункта, установок комплексной подготовки нефти, водозаборных сооружений и водоочистных станций. Изложен порядок обслуживания оборудования, устранения различных неисправностей и ремонта. Особое внимание уделено охране труда и окружающей среды. Для операторов по добыче нефти и поддержанию пластового давления, а также рабочих, занятых монтажом, обслуживанием и ремонтом нефтепромыслового оборудования. [c.208]

Нефти различных месторождений характеризуются различным химическим составом и физическими свойствами. Вязкость нефтей в пластовых условиях весьма различна — от 0,5 до 100 мПа с и более. Содержание в нефтях полярных компонентов, обусловливающих в значительной мере показатели процесса вытеснения нефти водой, изменяется в широких пределах. [c.30]

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]

Применение поддержания пластового давления путем закачки в пласт воды или воды с добавкой поверхностно-активных веществ приводит к тому, что вода, попадая в поры породы, взаимодействует с глинистой частью ее. При этом происходит ряд сложных физикохимических процессов, которые приводят к изменению некоторых физических свойств породы. При разработке нефтяных месторождений наибольший интерес представляет изучение характера изменения проницаемости и коэффициентов сжимаемости породы при замене пластовых флюидов пресной водой. Вопросы изменения проницаемости песчаников, вызванного заменой пластовых флюидов на пресную воду, освещены в работах [1, 2]. [c.62]

Пластовые воды — постоянные спутники нефтяных и газовых месторождений — играют большую роль в формировании залежи и процессе ее разработки. Гидрогеологическое изучение характера залегания вод в нефтеносных пластах, выяснение температурного режима, солевого состава вод, их физических свойств могут дать критерии для оценки сохранности или разрушения нефтяных залежей. [c.160]

Для расчета и прогнозирования процесса разработки залежи большое значение имеет знание физических свойств пластовых вод — их вязкости, плотности, коэффициента термического расширения, объемного коэффициента, коэффициента сжимаемости. При водонапорном режиме разработки залежи напор контурных вод способствует поддержанию давления и более эффективному извлечению нефти. Наряду с этим проникновение в скважины верхних и нижних вод при их плохой изоляции, прорыв подошвенных, контурных вод или нагнетаемой в скважины воды по высокопроницаемым пропласткам создают большие осложнения при эксплуатации нефтяных скважин. Для устранения этих осложнений необхо- [c.160]

Физические свойства пластовых вод [c.165]

И). Какими основными показателями характеризуются физические свойства пластовой воды [c.16]

Если технологическая жидкость не смешивается с пластовой нефтью, то она, как правило, неограниченно смешивается с пластовой водой, существенно изменяя ее ионный состав и, как следствие, физические свойства. [c.193]

Наибольшее значение при оценке физических свойств пластовой и нефтепромысловой воды имеют ее плотность, вязкость и расчетный параметр (в процессе обессоливания нефти) [c.323]

Горная порода состоит из компонентов и фаз различного физико-химического состава и агрегатного состояния. Такая неоднородная система в физической химии называется гетероген-но№ Твердую фазу породы слагают минеральные частицы скелета и цемента, жидкую — пластовые воды той или иной минерализации и жидкие углеводороды (нефть, сжиженные газы), газообразную — углеводородные и другие газы. Между отдельными фазами системы протекают разнообразные химические реакции, процессы растворения и кристаллизации. На поверхностях раздела объемных фаз могут возникать промежуточные фазы или поверхностные слои, которые характеризуются аномальными физико-химическими свойствами. Эти слои образуются в результате взаимодействия отдельных компонентов горной породы. [c.7]

ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ И ИХ ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА [c.143]

Общее количество различных форм остаточной воды в породе зависит также от состава и физических свойств пород и пластовых жидкостей. На рис, 70 приведена зависимость остаточной водонасыщенности пород от проницаемости кернов. [c.144]

ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД [c.152]

Поверхностно-активные вещества (ПАВ) для повышения нефтеотдачи пластов применяют в виде добавок к нагнетаемой воде. Пластовая система нефть — вода — газ — горная порода имеет значительные поверхности раздела, например удельная площадь пор, каналов и трещин кернов, отобранных на Ромашкинском месторождении, составляет 70— 110 000 м /м . Поэтому характер фильтрации нефти в пласте и степень ее извлечения из пористой среды зависят не только от объемных физических и химических свойств породы и насыщающих флюидов, но и от свойств поверхности контактирования нефти, воды, газа и породы. Использование ПАВ направлено, главным образом, на регулирование этих свойств, которые принято называть молекулярно-поверхностными. [c.66]

Для определения размеров и места расположения застойных зон н зон проявления аномальных свойств нефти при разработке залежей необходимо знать характер распределения фактических значений градиента пластового давления [2]. В настоящее время определение фактических градиентов давления в нефтяной залежи представляется возможным лишь по картам изобар. В связи с этим следует подчеркнуть, что для решения многих практических задач разработки залежей очень важно знать распределение давления. в пласте в любой момент времени, для чего и принято строить карту изобар. Однако до сих пор карты изобар не только не нашли широкого применения при решении различных задач по контролю за разработкой нефтяных залежей, но и мало обращается внимания на улучшение точности и совершенствование методов ее построения. Как правило, карты изобар строятся по малочисленным замерам пластового давления. Между тем эти карты должны являться одним из основных документов, позволяющих уточнить физические характеристики коллектора, направление и скорости движения водо-нефтяных потоков, определить режим работы нефтяной залежи, особенности взаимодействия эксплуатационных и нагнетательных скважин и т. п. [c.84]

При подборе оптимальной композиции СПС применительно к конкретным геолого-физическим условиям необходимо учитывать совокупность свойств образующегося в пласте геля. Основные критерии подбора оптимальной композиции время гелеобразования, механическая прочность геля на сдвиг (величина начального градиента давления), стабильность технологических свойств геля во времени в пластовых условиях. Последний фактор особенно важен при закачке СПС в высокотемпературные пласты. Поэтому необходимо подбирать термостабильные композиции с учетом свойств растворителя и закачиваемой в пласт воды (минерализация, pH, присутствие солей железа и т. д.). Важными параметрами СПС являются адсорбционные характеристики реагентов, входящих в состав композиции, а также реологические свойства геля. Желательно, чтобы вода, фильтрующаяся в области созревшего геля, обладала дилатантным характером течения. [c.99]

Природная нефть - жидкость темно-коричневого или черного цвета. При температуре 15 - 20°С большинство нефтей - подвижные жидкости. С генетической точки зрения нефть - обособившиеся в самостоятельные скопления подвижные жидкие продукты преобразования РОВ в зоне катагенеза. В химическом отношении нефть - сложная смесь углеводородных и смолисто-асфальтеновых (преимущественно сера-, кислород-, и азотсодержащих) соединений. Основными компонентами нефтей являются парафиновые, нафтеновые и ароматические УВ. В процессе перегонки нефть разделяют на следующие фракции, °С бензин н. к.—190, керосин 190—260, дизельное топливо 260—360, тяжелый газойль и смазочные масла 360—530, остаток > 530. Температуры кипения фракций могут меняться в зависимости от технологической схемы перегонки. В физическом отношении нефть - коллоидно-дисперсная сложноорганизованная система. В воде нефть практически нерастворима, но может образовывать с водой стойкие эмульсии. В пластовых условиях в коллекторах природные нефтяные системы представляют собой углеводородные жидкости, всегда содержащие растворенные газообразные компоненты. Наличие в нефти значительных количеств растворенного газа резко изменяет ее свойства. [c.9]

Величина коэффициента вытеснения т)выт зависит от физических и химических свойств нефти, пластовой воды, газа, горной породы и вытесняющего агента. Пласт с насыщающими его флюидами представляет собой систему с развитой площадью межфазных поверхностей типа горная порода — нефть, горная порода — вода, вода — нефть и т. д. Коэффициент вытеснения повыщается с увеличением смачивающей способности вытесняющего агента поверхности поровых каналов и с уменьщением поверхностного натяжения на границе нефть — вода. Величина коэффициента контактирования Лконт зависит от геометрической конфигурации нефтяного [c.45]

По мнению автора, одним из достаточно удачных решений задачи ограничения движения пластовых вод в промытых пропластках неоднородного пласта является метод закачки в обводненные пропластки полидисперсных систем, предложенный д-ром техн. наук А. Ш. Газизовым [47]. Основными компонентами этой системы являются ионогенные полимеры с флокулирующими свойствами и дисперсные частицы глины. Путем выбора концентрации полимера и глины в глинистой суспензии создаются условия для полного связывания полимера (флокуляции), в результате чего образуются глинополимерные комплексы с новыми физическими свойствами, устойчивыми к размыву потоком. Коллоидные частицы глин под влиянием броуновского движения стремятся равномерно распределяться по объему жидкости. Для осаждения этих частиц необходимо их укрупнение под влиянием кинетической энергии или же уменьшения потенциала у коллоидных частиц Значение его не постоянно, оно изменяется в зависимости от pH среды, температуры, химического состава и степени дисперсности глинистых частиц. Одним из путей снижения -потенциала является добавление в воду полимера. Закономерности флокуляции в жидких дисперсных системах, изложенные в трудах С. С. Воюцкого, Ю. И. Вайнера, Д. Н. Минца, К. С. Ахмедова, А. Ш. Газизова и других исследователей, показывают, что оптимальная доза полимера, обеспечивающая образование наиболее крупных хлопьев и быструю седиментацию, обратно пропорциональна квадрату ради- [c.56]

Смблистость сернистых нефтей объясняется химической природой серы, которая является ближайшим аналогом кислорода. Высокомолекулярные соединения, содержащие серу, как бы уже окислены , но не кислородом, а серой, и в результате приобретают физические свойства, приближающие их к окисленным битумам малосернистых нефтей. Высокое содержание смолистых веществ в сернистых нефтях сопровождается повышением их вязкости, что обусловливает большую склонность таких нефтей к образованию стойких эмульсий, в частности, с минерализованной пластовой водой. При высокой минерализации пластовой воды, которой характеризуются воды, добываемые с сернистыми и высокосернистыми нефтями в восточных районах страны, разрушение эмульсий с удалением воды и соли из нефти представляет трудоемкую задачу. При обезвоживании и обессоливании сернистых смолистых нефтей значительное количество смол с нефтью попадает в сточные воды, что способствует образованию стойкой эмульсии нефть в воде , вызывая излишние потери нефти и затраты средств на разделение таких эмульсий. Высокая вязкость нефти определяет также повышенные энергетические затраты на транспортирование ее по магистральным нефтепроводам и перекачивание по заводским коммуникациям. [c.15]

Изменение физических свойств воды — ее структуры, плотности, поверхностного натяжения, вязкости и др. при воздействии магнитного поля зависит от магнитной восприимчивости воды и содержания в ней ионов. Оценить теоретически магнитную восприимчивость, поляризационный магнитный момент и энергию взаимодействия (в нашем случае — гидратация ионов воды) позволяют методы физической химии. Кроме того, поляризационный момент молекулы зависит от направления линий магнитного поля, то есть имеет место анизотропия диамагнитной восприимчивости многоатомных молекул. На практике анизотропия молекул означает, что поляризация различных молекул и ионов возможна при воздействии магнитного поля изменяющихся направлений — переменного магнитного поля. Исходя из этого для снижения коррозионной активности одной жидкости (в данном эксперименте для пластовой воды горизонта Сеноман) достаточно воздействия магнитного поля постоянного направления, для другой (подтоварная вода с ЦПС БКНС-3) — переменного магнитного поля. [c.71]

К физическим свойствам пластовых вод нефтяных к газовых месторождений относятся плотность, соленость, вязкость, электропроводность, поверхностное иатяжение и другие показатели. Плас- [c.14]

Контроль за физико-химической характеристикой воды обеспечивает получение информации как о строении пласта, геолого-физической характеристике, так и о характеристике нефти. Наиболее простой и легкоопределяемый параметр— общая плотность воды, которая характеризует концентрацию определяющих солей в воде. По химическому составу пластовые воды могут быть представлены от хлоркальциевых высококонцентрированных до слабоконцентрированных гидрокарбонатнонатриевых растворов. Как и при контроле за свойствами нефти определяются базовая, эталонная и рабочие характеристики воды. При этом на содержание ионов исследуются пластовая, пресная и попутная вода на дату предполагаемого начала внедрения технологии ПНО. Определение иона хлора (С1 ) осуществляется методом его осаждения под воздействием азотнокислой ртути [c.91]

Применительно к жидким сбросам в НИИАР проведены исследования при создании глубинного (1380— 1540 м) хранилища в зоне высокозасоленных реликтовых вод [185]. Схема подготовки отходов к захоронению была выбрана в зависимости от состава пластовых вод и пород химического состава и физических свойств от- [c.102]

В результате анализа систем заводнения нефтяных пластов на различных месторождениях СССР установлено, что при оценке пригодности воды для нагнетания основное значение имеют физические свойства нефтяного пласта (пористость, проницаемость, трещиноватость) совершенство вскрытия пласта химический состав пород, составляющих нефтяной пласт химический состав пластовых вод наличие пластовых глин состав нагнетаемой в лласт воды и характер примесей, присутствующих в воде. Рекомендуемая к использованию при заводнении минерализованная сточ- [c.45]

При оценке характеристики вод и определения их свойств проводят анализы общую минерализацию воды и ее жесткость, содержание шести основных ио понентов для отнесения исследуемой воды к определенному типу, концентра-цяю водородных ионов, газосодержание, бактериологическое и микробиологиче-,ое содержание, а также по определению некоторых физических свойств — тем-дературы. плотности, запаха, вкуса, цвета, прозрачности, коэффициента поверхностного натяжения Коррозионное воздействие воды на конструкционные материалы зависит от общей минерализации По концентрации солей пластовые воды нефтяных месторождений подразделяются на пресные (0,001—0,1%) и минера-дйзованные — солоноватые (0,1—1%), соленые (1—5%), рассольные (5—35%). Жесткость воды обусловлена наличием в ней солей Са и Mg В жесткой воде образование защитной известковой пленки более вероятно, чем в мягкой, поэтому в общем жесткие воды менее агрессивны, чем мягкие, по отношению к стали [c.125]

Рассмотренная общая схема вытеснения нефти водой недостаточно освещает процессы, происходящие в порисх ой среде при замещении нефти водой или газом. Например, если не учитывать количественных показателей, то схема вытеснения нефти водами различного состава из пластов даже с неодинаковыми физическими свойствами остается такой же. Во всяком случае, она не объясняет, почему различные воды при всех прочих равных условиях вытесняют неодинаковое количество нефти из породы. Одной общей схемы вытеснения недостаточно и для решения многих других вопросов промысловой практики, например для выбора режима нагнетания воды в залежь при ее разрезании, в результате чего обеспечивается наибольшая нефтеотдача, для определения свойств нагнетаемой воды и их связи со свойствами пластовой системы и др. [c.189]

Вместе с тем известно, что интенсивность и направление действия капиллярных сил зависят так или иначе от всего многообразия свойств пластовых систем и гидродинамических условий вытеснения. Знак и величина капиллярных сил представляют собой как бы суммарный результат физических свойств и физико-химических характеристик пласта, горных пород и пластовых жидкостей. Это позволяет наметить качественную связь между большинством параметров пластовых систем, условиями вытеснения и нефтеотдачей пласта, так как характер влияния большинства этих параметров на интенсивность и направление действия капиллярных процессов известен (или может быть установлен из большого экспериментального материала, накопившегося в области физики и физико-химии вытеснения нефти из пористых сред). Для этого необходимо прежде всего установить, как анализируемое свойство пласта, жидкостей или всей системы влияет на интенсивность и направление действия капиллярных сил. Если, например, процессы капиллярного пропитывания и перераспределения жидкостей на водонефтяном контакте отрицательно влияют на нефтеотдачу пластов, то лучший результат можно получить при вытеснении нефти водами, развивающими на контакте с нефтью низкое капиллярное давление, т.е. водами, обладающими значением асо50 (натяжение смачивания), приближающимся к нулю. Следовательно, если это предположение справедливо, то лучшая нефтеотдача может быть достигнута при вытеснении нефти из гидрофильных пород водами с низкими значениями поверхностного натяжения. Поэтому изучение процессов вытеснения нефти водой совместно с капиллярными процессами и капиллярными характеристиками пластовой системы - один из путей, позволяющий увязать и одновременно учесть влияние на нефтеотдачу как условий вытеснения, так и большей части физических и физико-химических свойств пластовых жидкостей и пород. [c.193]

Исследовано изменение механической прочности межфазных слоев на границе нефть - вода во времени для нескольких нефтш, образующих устойчивые эмульсии. Исследование проводили по методике, разработанной в институте физической химии АН СССР [20], с использованием прибора СНС-2. Механическая прочность межфазного ело характеризуется предельным напряжением сдвига Рт, определяемым по углу закручивания вольфрамовой нити, на которой подвещен стеклянный диск, находящийся на границе раздела нефть - вода. Экспериментально измерена механическая прочность межфазного слоя на границе нефть -вода через 5, 10, 100, 300, 1000 и 1500 мин после формирования слоя (высокосмолистая арпанская, смолистая ромашкинская и высокопара-финистая мангышлакская нефти). Все испытанные нефти, весьма различные по своему составу и свойствам, образуют при интенсивном перемешивании с водой (пластовой и дистиллированной) устойчивые эмульсии. [c.23]

Исследования по методике АНИ проводятся при пластовых температурах (80 С). В этом случае граничные слои воды с аналогичными свойствами практически разрушены. Следовательно, структурная составляющая расклинивающего действия почти отсутствует, поэтому весь процесс ингиб1ф0вания гидратации глин идет в основном за счет подавления электростатической составляющей расклинивающего давления П . При указанных температурах важным становится действие потенциалоопределяющих ионов. Либо процессы физической адсорбции еще превалируют над процессами десорбции, либо ингибирующий эффект усиливается в результате интенсификации процессов хемосорбции. [c.140]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология