Краевой нефти и воды

Подобно всякой реке и рукаву, майкопская рукавообразная залежь постепенно расширяется вниз по течению. Если в первоначально известной части залежи ширина зоны легкой нефти по горизонту е не превышала 100—120 м, то в 10 км ниже она уже достигает примерно 1000 м. Скв. 024 и 025 дали горячую, по-видимому, уже краевую, синклинальную воду. Это показывает, что река вышла в море, а отложенные в ней песчаные линзы сменились песчаными залежами типа береговых валов, намытых вдоль древнего морского берега. [c.266]

Эти процессы в значительной степени зависят от адсорбционной способности поверхностно-активного вещества и применительно к пластовым системам могут быть качественно и количественно охарактеризованы изменением межфазного натяжения в системе нефть — вода Он-в и косинусом краевого угла смачивания горной породы водой os 0 в зависимости от концентрации ПАВ, например, в воде. [c.67]

Другой физико-химический показатель эффективности действия ПАВ — косинус краевого угла смачивания со5 0 — используют при анализе тройных гетерогенных систем типа жидкость — жидкость — твердое тело, жидкость — газ — твердое тело, при процессе вытеснения нефти это система нефть — вода — горная порода. Использование параметра СО5 0 вызвано тем, что прямое измерение поверхностного натяжения твердого [c.67]

Рис. -23. Поверхностные натяжения и краевой угол смачивания в системе нефть—вода — горная порода

Физико-химическую сторону процесса характеризуют два параметра поверхностное натяжение на границах раздела нефть — вытесняющая вода, нефть — погребенная вода и краевой угол избирательного смачивания в системе нефть — вода — порода. [c.177]

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]

Так, рассматривая задачи, связанные с предотвращением отложения парафина в трубах при движении в них водо-нефтянои смеси, можно сделать вывод, что при заданных дисперсности нефти и условиях ее коалесценции поверхность труб будет отмываться от нефти тем меньше, чем больше краевой угол смачивания. При бурении нефтяных скважин с применением эмульсионных растворов чем больше при прочих равных условиях краевой угол смачивания, тем меньше количество проникающей в пласт воды и глубина ее проникновения. С увеличением краевого угла смачивания вода вытесняется из призабойной зоны нефтью быстрее. и в больших количествах. С величиной краевого угла смачивания связано обращение фаз эмульсии. Так, например если стенки трубы хорошо смачиваются нефтью, то это способствует обращению фаз эмульсии. Чем лучше смачивается порода нефтью, тем более вероятно образование в ней гидрофобной эмульсии, вызывающей большее сопротивление вытеснению нефти водой и т. д. [c.121]

Водорастворимые ПАВ, когда они уменьшают краевой угол смачивания, способствуют быстрому разрыву пленки нефти ня твердой поверхности и интенсивному растеканию капли воды по ней. Время гистерезиса смачивания в этом случае резко убывает. При прилипании капли нефти к твердой поверхности водорастворимые ПАВ препятствуют ее растеканию по ней, так как увеличивают время гистерезиса. Все это увеличивает скорость вытеснения нефти водой и уменьшает скорость проскальзывания воды относительно нефти. [c.123]

Большие ганглии неправильной формы являются конгломератами нескольких более мелких ганглий более правильной формы, а значения относительных фазовых проницаемостей и гистерезиса краевых углов смачивания увеличиваются при увеличении скорости вытеснения [30]. Именно поэтому в многочисленных лабораторных исследованиях разница в значениях нефтеотдачи в процессе вытеснения одной и той же нефти водами различного состава с большим диапазоном скоростей закачки может достичь 10—15%, а иногда и более. [c.19]

Особенно часто определяют краевой угол смачивания нефти в водной среде, что необходимо для исследования процессов вытеснения нефти водой (см. гл. X). Кроме того, возможно определение краевых углов при смачивании твердых поверхностей тонкими слоями жидкости [c.57]

Изменение поверхностной энергии в ходе процесса вытеснения предполагает наличие равновесных условий. Для соблюдения этих условий необходимо, чтобы концентрация примесей была постоянной, значение краевого угла соответствовало равновесному состоянию. Ни одно из этих условий не выполняется. Фактически системы нефть — вода — порода являются типично неравновесными. Поэтому термодинамические представления должны быть рассмотрены в совокупности с другими представлениями, в частности, с кинетикой вытеснения нефти водой. [c.322]

Из приведенного условия следует, что адгезионное напряжение зависит от краевого угла бтв и соотношения между краевым углом воды и нефти, т. е. 0тв и 0тн- [c.323]

При вытеснении воды нефтью гистерезис наступает быстрее при больших значениях равновесного краевого угла и с уменьшением толщины водной прослойки. При вытеснении же нефти водой гистерезис происходит при относительно небольших значениях равновесного краевого угла. [c.327]

Адгезия и поверхностное натяжение нефти на границе с газовой средой. Работа адгезии капли нефти в соответствии с уравнением (1,10) определяется помимо краевого угла поверхностным натяжением нефти на границе ее с окружающей средой, жидкой или газовой. Поверхностное натяжение, т. е. Ожг и Онв, определяет величину адгезионного напряжения (см. формулу 1,8) и процесс вытеснения нефти водой (см. 47). В связи с этим возникает необходимость рассмотрения поверхностного натяжения нефти на границе с газом (чаще воздухом, иногда азотом) и другой, несме-шивающейся с ней жидкостью. [c.327]

Влияние ПАВ на смачивание системы твердая поверхность — капля воды (нефти) — капля нефти (воды). Смачивание породы при добавлении ПАВ количественно можно оценить прй помощи измерения краевого угла методом лежащей капли (см., 7). В связи с плохой видимостью воды в нефти измеряют краевой угол при нахождении капли нефти в водной среде [c.336]

При добавке ПАВ в воду оно адсорбируется на поверхностях раздела свободная нефть — вода и вода — пленка нефти. В результате этого сильно снижаются значения Ов. н и Ов. щ- Знак избирательного смачивания меняется на положительный, т. е. краевой угол становится менее 90°, капля воды растекается. С уменьшением б толщина остаточной адсорбционной нленки нефти под каплей воды, как известно, утончается. [c.39]

Поверхностное натяжение нефти на границе нефть—вода, эрг/см Краевой угол смачивания (капля нефти — вода — кварц). ... [c.47]

Вопрос о положении точек равновесия представляет большой практический интерес, ибо скорости движения жидкости в точках равновесия равны нулю, а потому именно в окрестностях этих точек возможно образование застойных областей, т. е. образование целиков нефти или захват нефти при наступлении краевой (контурной) воды. [c.323]

В главе I, исследуя проблему проталкивания нефти краевой (законтурной) водой, мы считали, что нефть и вода имеют разные, но постоянные вязкости, что проницаемость пласта так же постоянна и она не меняется даже в той области, которая была первоначально занята нефтью, а затем обводнилась. [c.223]

В природных условиях наиболее распространены залежи, разрабатываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроизводятся и поддерживаются искусственно путем нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется внешними агентами - краевой или нагнетаемой водой, свободным газом газовой шапки или газом, нагнетаемым в пласт с поверхности. Несмотря на существенные различия в отдельных деталях процесса, общая качественная схема вытеснения нефти водой и газом имеет много общего. [c.185]

Нефтеотдача также зависит от вида используемой энергии. Наибольшее ее значение отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что связано обычно с большими запасами энергии краевых вод, которые могут быть даже неограниченными по сравнению с запасами энергии свободного газа, сжатого в газовой шапке и растворенного в нефти. Это объясняется также большой эффективностью промывки пор [c.186]

Большая часть нефтяных залежей обладает так называемым водона пор ным режим ом, при котором движение нефти в пласте к скважинам осуществляется под действием наступающей краевой (контурной воды. В идеальном случае при этом [c.131]

Таким образом, если бы мы для второго метода эксплуатации построили контуры нефтеносности А,, и А такого же типа, какие были построены для первого метода в двух предыдущих параграфах (см. рис. 35—38), то убедились бы, что эти контуры, отвечающие второму методу эксплуатации, лежат чуть-чуть ближе к точкам окружности Е, чем то было изображено на рис. 35— 38. Поэтому к концу второй стадии эксплуатации, при втором методе эксплуатации, количество нефти в целиках осталось бы меньше, чем при первом методе — размеры контуров Л " и А " оказались бы несколько меньшими, чем то показано на рис. 36 и 38. Третья стадия эксплуатации, при втором методе, длилась бы несколько меньше, чем при первом меньшим бы оказалось и то количество краевой пластовой воды, которое отбирается вместе с нефтью в течение третьей стадии. [c.124]

В промысловой практике нефтяная залежь редко эксплуатируется на каком-либо режиме весь период ее разработки. Так, месторождения с водонапорным режимом в начале разработки могут, вследствие высоких отборов нефти, перейти на режим растворенного газа. Иногда различные участки одного и того же нефтяного месторождения могут эксплуатироваться при различных режимах в приконтурные добывающие скважины нефть поступает за счет напора краевых вод, а в скважины, расположенные ближе к своду,-за счет энергии газовой шапки или, возможно, за счет расширения выделившегося из нефти газа. [c.34]

Система (9.59) содержит пять эмпирических функций двух переменных /с,., Pj (г = 1, 2, 3 ] = 1, 2). В качестве их аргументов можно выбрать любые две насыщенности из трех, в сумме составляющих единицу. Однако в силу несимметричности уравнений капиллярного равновесия относительно номеров фаз удобно зафиксировать аргументы и придерживаясь правила нумерации фаз, учитывающего их различия по смачиваемости породы пласта. Будем считать, что индекс i = 1 всегда отвечает наиболее смачивающей фазе, г = 2-наименее смачивающей (или несмачивающей) фазе, а г = 3-жидкости с промежуточной смачиваемостью. Кроме того, считаем, что краевые углы смачивания в каждой точке одинаковы. Тогда для системы вода-нефть-газ такой способ упорядочивания фаз будет зависеть от того, какой является пористая среда-гидрофильной (лучше смачиваемой водой) или гидрофобной (лучше смачиваемой нефтью). В гидрофильной среде индексы 1, [c.284]

На вытеснении нефти водой или газом основана технология ее извлечения из недр при разработке месторождений. Этот процесс является основным как при естественном водонапорном режиме (при вторжении в пласт краевой воды или газа газовой шапки, продвигаюших нефть к забоям добывающих скважин), так и при так называемых вторичных методах добычи нефти - закачка вытесняющей жидкости или газа через систему нагнетательных скважин для поддержания давления в пласте и продвижения нефти к добывающим скважинам. [c.228]

Здесь сттн, Отв, Отвр — соответственно поверхностные натяжения нефти, воды и раствора ПАВ на границе с твердой поверхностью Овя и Овнр — соответственно поверхностные натяжения воды и раствора на границе с нефтью 0в и Эр —краевые углы смачивания со стороны воды и раствора. [c.83]

Наиболее эффективным режимом работы нефтяных залежей является водонапорный режим, при котором используется энергия напора краевых пластовых вод. При водонапорном режиме поступающая в нефтяной лласт вода замещает отбираемый объем нефти и газа. Однако темп отбора нефти из пласта непрерывно возрастает, и может наступить момент, при котором объем воды, поступающей в нефтяную залежь, станет меньше извлекаемых объемов нефти и газа. Пластовое давление начнет падать, что может привести к переходу водонапорного режима работы пласта в режим растворенного газа. [c.217]

Молекулярное прилипание обусловливается слшчиванием, зависящим от поверхностных явлений, возникающих на границе фаз. Смачивание характеризуется косинусом краевого угла, который образуется поверхностями трех соприкасающихся фаз (нефть-вода-пузырск воздуха) при достижении равновесия смачивания, п зависит от молекулярных свойств фаз. [c.174]

Скорость и вероятность прилипания капель нефти увеличиваются с ростом концентрации в нефти веществ, сильно гидро-фобизирующих твердую поверхность, т. е. с ростом краевого угла смачивания, а также с увеличением размеров капель скорость же коалесценции возрастает с уменьшением прочности адсорбционного слоя ПАВ на поверхности капель нефти. Для уменьшения скорости коалесценции и прилипания капель нефти к твердой поверхности необходимо, чтобы водорастворимые ПАВ приводили к возможно большему уменьшению значения 9 и диспергированию нефти, а также к увеличению прочности адсорбционного слоя ПАВ на поверхности капель. При одном и том же снижении Ов. н при добавке водорастворимых ПАВ время вытеснения нефти водой оказывается тем больше, чем больше 6. [c.44]

В работе Уилхелма, Девиса и Кларка [77] имеются следующие указания Период проталкивания нефти водой составляет одну из фаз периода установившейся добычи в течение этого периода извлекаемые объемы нефти приблизительно равны объемам наступающей краевой воды. Проталкивание нефти водой в Эль-вуде поддерживает эффективное давление в пласте благодаря тому, что вода непрерывно замещает удаляемую нефть. Это выражается в результате отдачей с акр-фута, наибольшей в Калифорнии . [c.181]

На базе подобного предположения удалось сразу же обнаружить, что первоначально прямолинейный контур нефтеносности НоЕо принимает в дальнейшем гиперболическую форму, точка Ео се сильнее и сильнее опережает точку Яо. В этом смысле можно сказать, что в процессе вытеснения нефти водой наблюдается процесс прогрессивного нарастания языка обводнения. Под языком обводнения подразумевают обычно ту часть пласта, которую занимает вода, обогнавшая основной фронт наступления краевой воды язык обводнения появляется при неравномерном продвижении контура нефтеносности. [c.23]

Мы пока изучаем такую систему эксплуатации купольной залежи нефти пласт сначала эксплуатировался п скважинами кольцевой батареи до момента появления в них краевой (законтурной) воды. После этого эксплуатация скважин кольцевой батареи прекращается и начинается эксплуатация одной центральной скважиной вторая стадия эксплуатации, в продолжение которой также добывается только чистая нефть, без воды, длится до момента появления воды в центральной скважине. С этого момента начинается третья стадия эксплуатации — центральная скважина дает нефть и воду третью стадию будем считать -законченной, когда центральная скважи 1а совсем прекратит давать нефть, т. е. когда она и весь пласт окажутся полностью обводненными Ч Полная продолжительность t первой и второй стадий эксплуатации, т. е. то время 1, в течение которого из пласта добывалась чистая нефть, найдется так [c.107]

Н. И. Павловскому (1884-1937 гг.) принадлежит определяющая роль в развитии теории фильтрации в гидротехническом направлении. В опубликованной монографии Теория движения грунтовых вод под гидротехническими сооружениями и ее основные приложения изложена разработанная им строгая математическая теория движения грунтовых вод под гидротехническими сооружениями. Им впервые многие задачи фильтрации воды были сформулированы как краевые задачи математической физики. Н. И. Павловский впервые обосновал и прдложил применение метода электрогидродинамической аналогии (ЭГДА) для решения фильтрационных задач, что в последующем нашло широкое применение для решения задач фильтрации воды, нефти и газа в неоднородных коллекторах. [c.4]

Формирование залежей происходит в результате оттеснения из пластов-коллекторов первоначально находившейся там воды. Поэтому вместе с нефтью и газом в коллекторах содержится некоторое количество (обычно 10-30% порового объема) так называемой погребенной воды. Кроме того, многие продуктивные пласты заполнены нефтью и газом лишь в верхней купольной части, а нижележащие зоны заполнены краевой водой. Самые верхние части нефтяных залежей содержат газ, образующий так называемые газовые шапки, которые могут как существовать изначально, так и появиться в процессе разработки залежи. Таким образом, даже в неразбуренном природном пласте может находиться несколько отдельных подвижных фаз. Двух- или трехфазное течение возникает практически всегда при разработке нефтяных месторождений, поскольку силы, движущие нефть, являются следствием упругости или гидродинамического напора газа или воды. [c.227]

Новогрозненское нефтяное месторождение (фиг. 69) в общих чертах представляет тоже симметричную брахиантиклиналь коробчатого типа, т. е. имеющую широкий и пологий, несколько вдавленный свод и крутые крылья. Складка осложнена двумя куполами, расположенными по ее оси, имеющей простирание с северо-запада на юго-восток. Сводовая часть складки сложена грозненской свитой (верхний отдел среднего сармата). Между куполами, известными под именем западного и восточного (под вершиной Белик-Барц), проходит сброс, пересекающий осевую линию под некоторым углом (фиг. 70 и 71) западный купол на глубине осложнен явлениями надвигового характера типа взброса по плоскости, имеющей падение в общем к югу под углом около 70°.- В этой структуре нефть занимает сводовые части пластов и подпирается со всех сторон так называемой пластовой, или краевой, водой, содержащейся в одном пласте с нефтью и располагающейся вниз по падению от купола, занятого нефтью. [c.217]

Нефть заполняет все песчаные пласты вдоль сводовой части купола от горы Бог-Бога до сел. Раманы и дальше на восток по направлению к седловине мэжду балахано-сабунчино-раманинской и сураханской складками. С крыльев залежи нефти в пластах подпираются краевой водой. Сбросы осложняют условия залегания нефти, влияя на степень насыщения пластов. Нужно определенно отметить, что нефть скопилась главным образом в восточной части складки на ее погружении. Самое ядро складки, несмотря на обильные выходы в нем нефтй, промышленного значения не получило. Хорасаны в нефтеносном отношении имеют второстепенное значение. [c.251]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология