Фазовая проницаемость

Рис. 1.6. Кривые зависимости относительных фазовых проницаемостей от насыщенности

Типичные экспериментальные кривые фазовых проницаемостей приведены на рис. 1.6 (кривая / относится к более смачивающей жидкости-воде, кривая 2 к менее смачивающей-нефти кривая Г относится к случаю, когда первая фаза является газом - газонасыщен-ность). Отметим некоторые характерные особенности этих кривых. Для каждой фазы существует предельная насыщенность (5, и 1 — 5 ), такая, что при меньших значениях насыщенности эта фаза неподвижна. Движение первой фазы может происходить только в том случае, если (для водонефтяной системы 5, называют насыщенностью связанной водой). Для второй фазы связанная насыщенность равна 1 — 5 и называется остаточной нефтенасыщенностью. Таким образом, совместное течение двух фаз имеет место лишь в следующем интервале изменения насыщенности водой / [c.27]

Здесь н, , йз и н , б -скорости фильтрации и объемные расходы соответственно воды и нефти г в> Лн коэффициенты динамической вязкости фаз к (з) и (5)-относительные фазовые проницаемости 5 = 5 -водонасыщенность. [c.229]

Для известных экспериментальных кривых относительных фазовых проницаемостей средняя насыщенность s обычно значительно меньше единицы. Поэтому, например в процессах вытеснения нефти водой, для достаточно полного извлечения нефти из пласта на единицу объема добытой нефти нужно затратить в несколько раз больше объемов воды. 242 [c.242]

Заметим, что полученные простые расчетные формулы поршневого вытеснения нефти водой допускают обобщение, учитывающее неполноту вытеснения. Оставаясь в рамках модели вытеснения с неизвестной подвижной границей, вводят постоянную остаточную нефтенасыщен-ность и насыщенность защемленной водой, при которых соответствующие фазы неподвижны (см. гл. 1). Предполагается, что каждая из фаз перемещается по занимаемой ею области со своей фазовой проницаемостью (к или /Св), а среда имеет соответствующую пористость [c.213]

Рис. 9.19. Зависимость относительной фазовой проницаемости от р

С использованием ПАВ указывают на возможность получения относительных фазовых проницаемостей, превышающих единицу, при определенных условиях смачиваемости на границе порода-жидкость. Этот эффект, видимо, связан с уменьшением фильтрационного сопротивления в исследованном двухфазном потоке (по сравнению с однофазным) вследствие образования кольцевой области течения, когда вода с добавками ПАВ движется в виде пленки по стенкам норовых каналов, а несмачивающая фаза (масло) перемещается в центре канала (скользит по пленке, как по смазке ). Аналогичные явления замечены в экспериментах по фильтрации газоконденсатных смесей. [c.28]

В случае одномерного течения несжимаемых несмешивающихся жидкостей в условиях, когда поверхностное натяжение между фазами невелико и можно пренебречь капиллярным давлением, а также влиянием силы тяжести, процесс вытеснения допускает простое математическое описание, впервые предложенное американскими исследователями С. Бакли и М. Левереттом (1942 г.). Это описание основано на введении понятия насыщенности, относительных фазовых проницаемостей и использовании обобщенного закона Дарси (см. гл. 1). Анализ одномерных течений позволяет выявить основные эффекты и характерные особенности совместной фильтрации двух жидкостей и сопоставить их с результатами лабораторных экспериментов. [c.228]

Определение относительных фазовых проницаемостей [c.249]

Для простоты зададим относительные фазовые проницаемости в наиболее простом ( модельном ) виде [c.240]

Эффект гидрофобизации основан на адсорбции ПАВ на поверхности породы, улучшении смачиваемости ее нефтью и повышении, следовательно, фазовой проницаемости для нефти. Это способствует увеличению дебита нефти и снижению обводненности добываемой продукции. [c.22]

Рассмотрим случай, когда относительные фазовые проницаемости можно считать равными соответствующим насыщенностям, т.е. [c.265]

Для модельных относительных фазовых проницаемостей (8.32) и соответствующей функции распределения фаз (8.33) формула (8.43) (при Sq = 0) принимает особенно простой вид с учетом равенства (8.34) [c.245]

В качестве вытесняющего агента, увеличивающего нефтеотдачу, применяют карбонизированную воду-водный раствор углекислого газа. Углекислый газ хорошо растворяется в нефти. При растворении СО2 в воде и в нефти уменьшается поверхностное натяжение на границе раздела фаз. За счет этого снижается остаточная нефтенасыщенность и увеличивается коэффициент вытеснения. Растворение СО2 в воде увеличивает ее вязкость, растворение СО2 в нефти снижает вязкость нефти и увеличивает фазовую проницаемость. Этим достигается контроль за подвижностью фаз и, тем самым, увеличение коэффициента охвата. [c.302]

Как видно из (8.9), функция /(s) полностью определяется относительными фазовыми проницаемостями (см. гл. 1). Типичные графики /(j) и ее производной/ (i) приведены на рис. 8.2. С ростом водонасыщенности f(s) монотонно возрастает от О до 1. Характерная особенность графика/(s)-наличие точки перегиба П с насыщенностью участков вогнутости и выпуклости, где вторая производная/"(j) соответственно больше й меныйе нуля. Эта особенность в большой степени определяет специфику фильтрационных задач вытеснения 6 fiaM-ках модели Бакли-Леверетта (по сравнению, например, с задачами распространения ударных волн в, газовой динамике). Графики функций f (s) и f s) для различных отношений коэффициентов вязкости фаз [c.231]

Формула (8.66) ставит в соответствие каждому значению насыщенности Si на выходе из образца значения относительной фазовой проницаемости для воды. [c.250]

Структура фазовых проницаемостей обычно имеет следующий вид /с,.(Л ) = [c.289]

При добавке полимеров в закачиваемую воду происходит увеличение ее вязкости и уменьшение фазовой проницаемости. Снижение подвижности вытесняющей фазы приводит к повышению устойчивости процесса вытеснения и тем самым к увеличению охвата пласта. Остаточная нефтенасыщенность при вытеснении нефти полимерным раствором несколько ниже, чем при вытеснении водой. Это приводит к увеличению коэффициента вытеснения. [c.302]

Задав относительные фазовые проницаемости в виде /с, = [c.251]

Каковы методы определения относительных фазовых проницаемостей и капиллярных давлений для трехфазных фильтрационных течений [c.299]

Исключив из зависимостей = к (s) и р = р (5) насыщенность i как параметр, можно связать фазовую проницаемость с давлением [c.296]

Предполагается, что по мелким порам движутся смачивающая фаза и жидкость промежуточной смачиваемости (т. е. вода и нефть), а по более крупным порам-жидкость промежуточной смачиваемости (нефть) и несмачивающая фаза (газ). Отсюда следует, что фазовые проницаемости для воды И газа зависят только от их насыщенностей, т. е. являются функциями одной переменной, соответственно л, и По этим же причинам капиллярные давления на контактах вода-нефть и нефть-газ также можно считать функциями только одной насыщенности-соответственно водной ( 1) и газовой ( 2) фазами. Физически это означает неподвижность менисков водной фазы, граничащей с нефтью, при замене части нефти газом и неподвижность менисков газовой фазы, граничащей с нефтью, при замене части нефти водой. Очевидно, эти допущения являются лищь приближенными. [c.289]

Используя решение (9.50) и фазовые проницаемости в виде (8.28), постройте график распределения насыщенности по пласту i(x) для заданного момента времени при вытеснении нефти в наклонном пласте (а = —45°). Как он будет меняться при изменении скорости W нагнетания воды Сравните со случаем горизонтального пласта. [c.299]

Метод Уэлджа нахождения отношения фазовых проницаемостей k (s)/k s) по экспериментальной зависимости объема вытесненной нефти от общего объема закачанной воды изложен в книге Р. Коллинза [33]. [c.249]

Таким образом, механизм эффективного вытеснения нефти различными химреагентами в значительной степени состоит в изменении вязкостей фаз и фазовых проницаемостей. Относительные фазовые проницаемости зависят при этом не только от водонасыщенности з, но и от концентрации с химреагента в водном растворе коэффициенты вязкости фаз также зависят от с [c.302]

В гидродинамических расчетах часто удобно пользоваться эмпирическими зависимостями значений относительной фазовой проницаемости от насыщенности, полученными из экспериментальных данных. Рассмотрим эмпирические формулы, полученные Чень-Чжун-Сяном, которые можно применять при оценочных расчетах. [c.28]

Рис. 1.7. Диаграммы фазовых проницаемостей для трехфазной смеси (вода-нефть - газ)

Во многих случаях значения а s достаточно близки (см. рис. 8.7). Это позволяет проводить приближенные расчеты, считая насыщенность в зоне смеси постоянной величиной, равной s, и полагая функцию Бакли Леверетта f(s) равной/(i). И. А. Чарным показано [81], что расчеты по теории двухфазной фильтрации и указанному упрощенному способу удовлетворительно согласуются между собой для случая прямолинейно-параллельного вытеснения. Введение эквивалентной насыщенности, часто применяемое в практических расчетах, позволяет свести расчет вытеснения с учетом фазовых проницаемостей к более простой схеме, приближающейся к схеме поршневого вытеснения (М. Д. Розенберг, A.A. Боксерман, А. К. Курбанов) [69]. [c.243]

Решения, рассмотренные в предыдущих параграфах, позволяют рассчитать показатели процесса вытеснения, если известны функция Бакли -Леверетта /( ) и ее производная / (з), которые, в свою очередь, определяются относительными фазовыми проницаемостями к 5) и [c.248]

При отсутствии воды в пласте, полагая водонасыщеннос ь 5 = О и Гд = О, получим частный случай установившегося течения газироваН ной нефти. В этом случае расчеты существенно упрощаются. Для фазовых проницаемостей можно использовать стандартные зависимости k (s), k (s), (j = j ), известные для газожидкостной системы (смуГд , ),. Кроме того, будем считать, что коэффициенты вязкостей 17 , не зависят от давления, нефть слабо сжимаема, так что 1, а, гдз-совершенный (см. гл, 2), для которого справедливо следующее равенство [c.295]

Рассмотрим здесь идею методики Д. А. Эфроса [90], позволяющей находить сами относительные фазовые проницаемости по даннъпм о вытеснении, используя формулы, полученные в 5. [c.249]

Напротив, если рассчитывается движение в очень большой области (например, в целой нефтяной или газовой залежи) то шияще кашш-лярных сил на распределение давления незначительно и их действия сказываются через локальные процессы перераспределения фаз. Взаимное торможение фаз, благодаря которому относительные фазовые проницаемости не равны соответствующим насыщенностям, обусловлено, прежде всего, капиллярными эффектами. В тех случаях, когда можно пренебречь капиллярным скачком (з), капиллфность косвенно учитывается самим видом опытных кривых относите ьных фазовых проницаемостей к,(х). [c.255]

Как и при вытеснении нефти водой функция Бакли - Леверетта (см. (8.9)), как видно из (10.7), равна доле воды в потоке. Но при вытеснении нефти раствором активной примеси / зависит не только от насыщенности, но и от концентрации примеси с. Из (10.8) видно, что при увеличении вязкости воды и фазовой проницаемости нефти, уменьшении вязкости нефти и фазовой проницаемости воды с ростом концентрации 04 [c.304]

Относительная фазовая проницаемость для жидкости промежуточной смачиваемости пересчитывается через фазовые проницаемости, отвечающие двум двухфазным течениям, происходящим в отсутствие либо несмачивающей (к ), либо смачивающей (/ 32) жидкостей. Способы пересчета к по известным к и к 2 разработаны (М. Алеман, Т. Слеттэри Ф. Файерс и Т. Мэтьюс). [c.289]

По извесгным фазовым проницаемостям k s) и k (s) можно построить гра( )ик р = р (,v) по формуле (9.92). Для относительных проницаемостей Викова и Ботсета [33, 81] он приведен на рис. 9.18 (для несцементированных песков). [c.296]

Особо отметим, что при построении решения задачи о вытеснении нефти оторочкой раствора активной примеси были использованы только две кривые Бакли - Леверетта с = О и с = с , от промежуточных значений О < t < с решение задачи не зависит. Это позволяет существенно сократить объем экспериментов по определению исходной информации к конкретным технологическим расчетам необходимо измерять фазовые проницаемости и вязкость фаз только для значений с = О и с = с°, а также константы Генри Г и распределения примеси К. [c.314]

Механизм воздействия таких реагентов основан на том, что при смешении их с пластовой водой в ПЗП образуются водные растворы пониженной вязкости, которые легко вытесняются из ПЗП при вызове притока. Этому способствуют падение межфазного натяжения на границе раздела нефть — водный раствор реагента, а также снижение гидратированности глинистого материала, который легче выносится пластовой жидкостью из пласта. Все эти факторы способствуют увеличению проницаемости призабойной зоны, в особенности фазовой проницаемости для нефти. [c.27]

Поверхностно-активные вещества. ПАВ добавляют к рабочему раствору для обеспечения полного удаления из пласта отработанной кислоты и продуктов реакции. Действие ПАВ основано на эффекте гидрофобиза-ции поверхности породы в результате адсорбции на ней ПАВ. Это способствует увеличению фазовой проницаемости для нефти и увеличению дебита после СКО. [c.12]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология