Вытеснение слоя нефти

Вытеснение слоя нефти. Термодинамические представления не учитывают капиллярную структуру нефтеносной породы. Эта порода состоит из капилляров, радиус которых может составлять [c.322]

В книге описаны физико-химические процессы, определяющие перемещение нефти в пласте при ее фильтрации, рассмотрен механизм адсорбции активных компонентов нефти па твердых поверхностях формирование на их базе граничных слоев нефтей, обладающих аномальными свойствами приведены исследования физических и реологических свойств граничных слоев. Рассмотрены природа поверхностно-активных компонентов нефти и их влияние на фильтрацию нефти и коэффициент вытеснения нефти из пористой среды. Дано описание аппаратуры и методик постановки и проведения опытов по вытеснению в условиях пластовых давлений и температур. [c.2]

Рис. 42. Зависимость толщины граничного слоя нефти от градиента давления вытеснения

Толщина аномального слоя нефти на границе с твердой фазой была впервые определена в работе [117]. В этой работе по величине раскрытия щели до и после фильтрации нефти определяли толщину граничного слоя, образуемого на поверхностях, ограничивающих щель. В результате установлено, что толщина граничного слоя для исследованной нефти на данной поверхности (органическое стекло) составляет 1 мкм. Исследованиями [136, 120] было установлено, что в зависимости от природы твердой подложки и компонентного состава нефти толщина граничного слоя может достигать 2—5 мкм. Причем толщина аномального слоя зависит от градиента давления вытеснения и величины радиуса капилляров. Поэтому в пористой среде с размером пор, соизмеримым с толщиной граничного слоя, адсорбционно-сольватные слои, обладающие аномальными свойствами, должны оказывать значительное влияние на процесс фильтрации. [c.97]

Для определения толщины граничного слоя нефти при различных градиентах давления вытеснения был использован метод центрифугирования [120]. [c.98]

Толщина эффективного граничного слоя нефти, мкм, при различных градиентах давления вытеснения на контакте с кварцевым песком [c.99]

Рис. 43. Зависимость толщины граничного слоя нефти на контакте с кварцевым песком от градиента давления вытеснения

Рис. 44. Влияние градиента давления вытеснения на толщину граничного слоя нефти в капиллярах различного радиуса, мкм.

Результаты исследований (см. табл. 23) показывают, что толщина остаточного граничного слоя нефти в условиях пористой среды даже при столь высоких давлениях вытеснения значительна. [c.100]

Для изучения этого влияния была определена толщина эффективного граничного слоя нефти в капиллярах различных диаметров [174]. Экспериментальные данные приведены в табл. 24 и на рис. 45. Из табл. 24 видно, что для всех нефтей при одних и тех же градиентах давления вытеснения умень- [c.101]

Толщина эффективного граничного слоя нефти, мкм, в капиллярах различного радиуса в зависимости от градиента давления вытеснения [c.102]

По-видимому, именно взаимным влиянием полей и твердых поверхностей можно объяснить возникновение более прочной структуры в капиллярах меньшего диаметра. Из рис. 45 видно, что для течения слоя нефти в капилляре 62,5 мкм требуются большие градиенты давления вытеснения, чем для разрушения граничного слоя нефти в капилляре радиуса 350 мкм. Полученные результаты подтверждают справедливость предложений о большем проявлении наблюдаемых эффектов в условиях реального пласта. [c.102]

Анализ полученных результатов подтверждает ранее сделанные выводы, что с увеличением в нефти асфальтенов растет толщина граничного слоя, которая при прочих условиях зависит от градиента давления вытеснения и от содержания в нефти асфальтенов, При низких градиентах давления вытеснения и большом содержании асфальтенов толщина граничного слоя может быть сравнительно высокой. Полученные значения хорошо согласуются с величинами толщины граничного слоя нефти, определенными методом капиллярного давления. [c.152]

При избирательной фильтрации жидкости в пористой среде отдельные поровые каналы обладают различной фильтрационной характеристикой, вследствие чего за фронтом внедрения воды в заводненных слоях нефть остается сосредоточенной в наиболее мелких поровых каналах с большим фильтрационным сопротивлением и в каналах, расположение которых не совпадает с направлением движения фронта. Поэтому действием капиллярных сил является пропитка, замещение нефти водой в наиболее мелких поровых каналах и вытеснение нефти в более крупные обводненные каналы. [c.40]

Зависимость толщины остаточной части граничного слоя нефти от градиента давления вытеснения . По мере удаления от твердой поверхности в глубь жидкости механические свойства граничного слоя приближаются к свойствам жидкости. Следовательно, в зависимости от градиента давления вытеснения жидкости, сформировавшей граничный слой, толщина остаточной части граничного слоя будет меняться. Учитывая, что механические свойства граничного слоя меняются от твердообразного состояния до свойств жидкости в объеме, чрезвычайно важно для выбора рациональных градиентов давления вытеснения определить соответствующие им коэффициенты извлечения нефти из пласта, установить зависимости толщины остаточного граничного слоя от заданного давления вытеснения. [c.52]

В табл. 5 приведены средние толщины пленок на контакте с кварцевым песком при различных градиентах давления вытеснения. Каждое определение повторялось не менее 10 раз. Анализ этой таблицы показывает, что увеличение градиента давления вытеснения приводит к уменьшению эффективного граничного слоя нефти. Из рис. 12 видно, что по мере уменьшения толщины эффективного граничного слоя нефти требуются все большие градиенты давления вытеснения. [c.52]

Представляет интерес исследование влияния радиуса капилляров на толщину эффективного граничного слоя нефти. Ддя изучения этого влияния была определена толщина эффективного граничного слоя нефти в капиллярах различных диаметров [74]. Экспериментальные данные приведены в табл. 6 и на рис. 13. Из таблицы видно, что для всех нефтей при одних и тех же градиентах давления вытеснения уменьшение радиуса капилляров приводит к увеличению толщины эффективного граничного слоя нефти. Причем из рис. 13 следует, что с увеличением градиента давления вытеснения разность между толщиной эффективных граничных слоев в капиллярах радиусом 62,5 и 350 мкм становится более ощутимой. [c.54]

Отрыв капель нефти от твердой поверхности. Помимо некоторого объема в капилляре (см. рис. X, 1, а) нефть может находиться в виде отдельных капель, прилипших к породе. Образование капель может произойти в результате разрушения водным потоком граничного слоя нефти. В этом случае процесс вытеснения будет заключаться в отрыве капель нефти потоком воды. [c.325]

Образование нефти совершалось во всех точках органогенного слоя, где был соответствующий материал, следовательно, нефть в этом пласте все время находилась в диффузно рассеянном состоянии. По мере того как образовавшаяся нефть выжималась в пористые породы, органогенный пласт или первично-битуминозная порода постепенно беднели органическим веществом, и к концу процесса приобрели приблизительно тот характер слабо битуминозных пород, которые мы наблюдаем теперь в глинах майкоп-, ской свиты, темно-серых глинах диатомовой свиты Бакинского района и т. п. Выжатая в рыхлую породу вместе с водою нефть первоначально образовывала с нею нераздельную смесь, и потом, вследствие разницы в удельном весе, началось разделение этих жидкостей причем, как мы уже указывали в. главе VI, в кровле песчаного пласта расположился слой нефти с газом, а нижнюю часть заняла вода. По мере того как твердела порода и становилась все более стойкой по отношению к действующим на нее силам сжатия, в процессе вытеснения нефти из глины в пески и вообще в рыхлые породы приняла участие скопившаяся в рыхлом пласте вода, которая, в, силу большой величины поверхностного натяжения по сравнению с нефтью, постепенно вытеснила ее из всех мельчайших пор. По мере нарастания мощности осадков, по мере погружения первично-битуминозной породы в более глубокие зоны земной коры приобретали в процессе нефтеобразования возрастающее значение процессы гидрогенизации, которые все более и более улучшали качество нефти. Чем глубже песок, тем лучше нефть (the deeper the sand, the better the oil), говорят американцы и не безосновательно. Конечно, условия нефтеобразования столь сложны, что эта поговорка может быть оправдана не в деталях, а только в весьма общем виде. В Калифорнии, нанример, глубокие пески содержат нефть в 28—35° Вё,- тогда как более мелкие продуктивные горизонты в тех же самых месторождениях дают нефть в 18—20° Вё. Точно так же в штате Оклахома наиболее глубокий горизонт, зале- [c.345]

Исследования В. В. Девликамова с сотрудниками [46—48, 163] показали, что в пластовых условиях нефти обладают структурномеханическими свойствами. Поверхностно-активные компоненты нефти образуют пространственную структуру. Она препятствует движению нефти в пористой среде и, следовательно, ее вытеснению. На контакте нефть — породообразующие минералы формируются слои нефти, обладающие аномальными свойствами, толщина которых соизмерима с радиусом поровых каналов нефтяных коллекторов [30, 105, 108, ИЗ, 118, 119, 120, 122, 136]. [c.5]

А. И. Русановым [159] показано, что с увеличением ра- 45 Зависимость толщины эффек-диуса пор уменьшается тол- тнвного граничного слоя нефти от ра-щина адсорбционного слоя Ди са капилляров при градиенте двв-жидкости на контакте поляр- вытеснения (крс/см=)/м. [c.101]

Причем, нз табл. 23 видно, что для каждой площади существует своя закономерность. Например, нефть СКВ. 377 Яркеевской площади содержит 5,8% асфальтенов, а эффективный граничный слой нефти при grad р — 4,9 (кг / м )/м меньше, чем такой же слой нефти СКВ. 408 Юсуповской площади, имеющей 4,7% асфальтенов, при том же градиенте давления вытеснения (соответственно 1,07 и 1,21 мкм). По-видимому, на формирование граничного слоя влияет не только содержание асфальтенов, но и их индивидуальные свойства, а также состояние, в котором они находятся. [c.103]

Рис. 47. Зависимость толщины граничного слоя нефти СКВ. 384 от ра-дпуса капилляров при градиенте давления вытеснения.

Очевидно, адсорбция породой различного количества асфальтенов приводит не только к различной степени гидрофобности породы, но и к различным свойствам граничного слоя нефти. Следовательно, будет меняться в определенной степени и характер вытеснения. Поэтому следует остановиться на исследованиях Н. Н. Таирова и М. М. Кусакова [175], которые показали, что при изменении давления в системе углеводородная жидкость—вода— кварц, создаваемого метаном, меняется краевой угол смачивания кварца углеводородной жидкостью. [c.177]

Существование граничного слоя нефти на контакте с нефтевмещающими породами неоспоримо. Причем толщина этого слоя зависит от физико-химических свойств нефти, градиента давления вытеснения, а также характеристики твердой фазы (радиуса поровых капилляров). [c.197]

Для выяснения этих вопросов полезно отметить одно явление из области физики нефтяного пласта, не имеющее удовлетворительного объяснения. Не вызывает сомнения то, что объем пластов, занимаемый современными залежами нефти, первоначально был полностью водонасыщенным и гидрофильным. В период формирования нефтяных залежей, следовательно, происходило вытеснение воды нефтью. Причем образование нефтяных залежей в структурных ловушках произошло при однократном замещении объема воды нефтью. Нефтенасыщенность неоднородного по свойствам объема залежей или водоотдача их при вытеснении воды нефтью достигла 90—94 %. Даже из наименее пористых и проницаемых слоев пласта нефть вытеснила более 70—80 % воды, а слоев, линз и зон, не охваченных занефтением (противоположно заводнению) в объеме нефтяных залежей, как правило, не наблюдается, т. е. коэффициент охвата пласта занефтением равен 1. [c.41]

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]

Дан анализ современного состояния физико-химических методов воздействия на призабойную зону пласта. Приведены результаты экспериментальных исследований по изучению свойств граничных слоев нефти и влиянию аномалий вязкости на нефтеотдачу. Предложен комплекс методов, позволяющий оценивать эффективность новых химических веществ в процессах нефтедобычи. Представлены результаты лабораторных исследований новых химических веществ класса ацеталей для интенсификации притока нефти к скважинам. Приведены решения различных задач вытеснения нефти оторочками химических реагентов и растворителей. Описан новый метод контроля за процессом физико-химического воздействия на нефтяные пласты. [c.2]

Из опытов можно сделать вывод, что при прочих равных условиях дисперсность газовой фазы возрастает с увеличением содержания в нефти асфальто-смолистых веществ. Так как увеличивается время отжатия пузырьком прослойки нефти у стенки, то, следовательно, уменьшается возможность прилипания его к твердой поверхности. Все это в конечном итоге требует значительно большего содержания газовой фазы в поровом пространстве для обращения ее из дисперсной фазы в дисперсионную среду. Если исходить из этого, то наличие в нефти твердых парафинов и асфальтенов улучшает процесс вытеснения ее из пористой среды, так как при обращении газа из дисперсной фазы в дисперсионную среду проскальзывание его относительно нефти в процессе вытеснения резко возрастает. С другой стороны, проскальзывание газа относительно нефти возрастает с увеличением сопротивления отжа-тию прослойки нефти, толщина которой увеличивается с возрастанием содержания в нефти асфальтенов. В связи с этим для улучшения процесса вытеснения нефти газом необходимо принять меры по уменьшению прочности пристенного слоя нефти перед фронтом вытесняющего его газа. Для этого можно применить оторочки из неполярной или малополярной жидкости перед фронтом газа или оторочку из нефти с добавкой нефтерастворимых ПАВ, возможно сильно снижающих упругость и вязкость пристенного слоя. [c.184]

Из результатов экспериментов следует, что при вытеснении вязкой нефти водой из двухслоистого грунта со скоростью, равной скорости капиллярной пропитки, водо-нефтяной контакт в менее проницаемом слое движется быстрее, чем в более принрщаемом. [c.161]

Условия смачиваемости поверхности водонефтенасыщенных песчаников отражает система вода кварц — нефть. Смачиваемость водой поверхности кварца в этой системе существенно ухудшается из-за адсорбции на ней ПАВ нефти (краевые углы смачивания 30-5-60°). Наличие в воде растворенных синтетических ПАВ, значительно более поверхностно-активных, чем ПАВ нефти, и поэтому вытесняющих последние из адсорбционного слоя, приводит к существенному улучшению смачивания поверхности кварца водой. При этом краевые углы смачивания — отступления и наступления — уменьшаются до значений, характерных для системы раствор ПАВ — кварц — масло (15—30°). В системе вода — кварц—нефть как неионогенные, так и анионактивные ПАВ являются гидрофилизаторами поверхности. Присутствие неионогенных ПАВ в воде приводит также к гидрофилизации поверхности металла в системе металл — вода — нефть и к вытеснению пленки нефти с этой поверхности. [c.205]

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]

В ходе вытеснения нефти большое значение приобретают адсорбционные процессы. Активные компоненты нефти, адсорбируясь на твердой поверхности, образуют граничный слой (см. рис. X, 1,г). Этот слой обладает повышенной вязкостью по ч равне-нию с нефтью, находящейся в объеме. При вытеснении нефти водой прорыв такого граничного слоя нефти слоем воды практически невозможен. Увеличение нефтеотдачи в этих условиях происходит в результате снижения толщины граничного слоя под действием гидростатического давления. [c.324]

Основным свойством поверхностно-активных веществ, непосредственно отражающим природу поверхностной активности и обусловливающим применение ПАВ как малых добавок, является их способность адсорбироваться на межфазной поверхности в концентрации, многократно превосходящей концентрацию в объемах граничащих фаз, и плотно заполнять поверхностный слой. На межфазной границе в результате физико-химических взаимодействий ПАВ происходит изменение природы данной границы гидрофилизация (при отмывании, при нанесении ядохимикатов, при вытеснении остаточной нефти) гидрофобизация (пряжи, ткани, частиц при флотации) оле-филизация (пигментов и наполнителей породы при пуске скважины). [c.174]

Многими исследователями были сделаны попытки измерять толщину пленки различных жидкостей на твердых телах. Так, например, по результатам измерений Б.В. Дерягина и М.М. Кусакова, толщина смачивающих пленок водных растворов солей на различных твердых плоских поверхностях составляет около 0,1 мкм. По результатам исследований И.Л. Мархасина, толщина граничного слоя нефти ряда месторождений Башкирии, остающегося на поверхности кварцевого песка, в результате вытеснения при реально существующих градиентах давлений может достигать 2-3 мкм. Эти слои отличаются от остальной части жидкости структурой и механи- [c.173]

Зависимости нефтеотдачи от различных факторов можно установить, если в механизме вытеснения будут выявлены процессы, в большой степени влияющие на нефтеотдачу пластов и одновременно связанные с упомянутыми факторами. Эта мысль впервые были высказана Г.А. Бабаляном. По результатам его исследований, нефтеотдача существенно зависит от некоторых элементов кинетики вытеснения -механизма разрушения аномального слоя нефти на поверхности породы, диспергирования и коалесценции нефти в поровом пространстве, процессов отрыва и прилипания нефти к твердой поверхности породы. С другой стороны, интенсивность и закономерности развития этих процессов тесно связаны со свойствами пористых сред и пластовых жидкостей. Для установления зависимости нефтеотдачи от многочисленных свойств пластовых систем необходимо лишь определить влияние каждого из них на процессы диспергирования, коалесценции капель жидкости и разрушения аномального слоя нефти на твердой поверхности породы. [c.192]

Старение нефтяных эмульсий имеет большое практическое значение, так как свежие эмульсии разрушаются значительно легче и быстрее, чем постаревшие. Для прекраш,ения процесса старения необходимо как можно быстрее смешивать свежеполученные эмульсии с деэмульгатором, если невозможно предупредить их образование. ДеэмульЕаззди с высокой поверхностной активностью, адсорбируясь на поверхности глобул воды, не только способствует вытеснению и разрушению образовавшегося гелеобразного слоя, но и препятствует дальнейшему его упрочнению. Поэтому процесс старения эмульсии, оставшейся в нефти после смешения ее с деэмульгатором, должен полностью прекратиться. [c.23]

Итак, в условиях трехфазной границы раздела возможности существования или разрыва граничного слоя, прилипания или отрыва капель нефти или воды на поверхности, а следовательно, кинетика процесса вытеснения этих жидкостей в пористой среде определяется молекулярной природой поверхности породы, слагающей продуктивные пласты, а также молекулярно-поверхностными и физико-химическими свойствами нефти и воды. В зависимости от свойств этих жидкостей и их состояния в пористой среде возникающие при совместном движении нефти и воды молекулярно-поверхностные явления, обусловленные влиянием граничных слоев, могут являться одной из серьезных причин, приводящих к значительному снижению коэффициента нефтеотдачи. [c.97]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология