Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Аномалии вязкости нефти


Аномалии вязкости нефти - Справочник химика 21

    В пластовых нефтях, где структура образуется асфальтеновы-ми частицами, роль поверхностно-активных веществ играют смолы [ 1 ]. Последние образуют вокруг асфальтеновых частиц адсорбционно-сольватные слои и тем самым ослабляют силы их взаимодействия. Добавление к таким нефтям ПАВ может привести к образованию более мощных адсорбционно-сольватных слоев. Вследствие этого силы взаимодействия между частицами асфальтенов ослабнут, прочность структуры в нефти уменьшится. Стабилизация асфальтеновых частиц молекулами ПАВ облегчит разрушение связей между ними при механическом воздействии. Это выразится в снижении аномалий вязкости нефти. [c.16]     Ранее проведенными исследованиями было установлено, что аномалии вязкости нефти существенно ослабляются в результате введения в нее поверхностно-активных веществ (ПАВ) [2]. При добавлении ПАВ в нефть молекулы ПАВ адсорбируются на частицах асфальтенов, что приводит к образованию более мощных сольватных слоев. В результате ослабляются взаимодействие [c.5]

    При вытеснении водой нефти, содержащей всего 0,44% мае. Oj коэффициент вытеснения достигал 0,52 против 0,41 нефти, не содержащей Oj. Нами было изучено влияние композиции 0,04% ОП-4 и 0,042% СО2 на аномалии вязкости нефти. Сначала исследовали действие двуокиси углерода на аномалии вязкости, затем в нефть, содержащую двуокись углерода, добавляли ОП-4 и вновь определяли реологические свойства нефти. Растворение в нефти такой композиции приводит к уменьщению всех реологических параметров нефти. Значительно снижается тиксотропность нефти. Подавление аномалий вязкости вызывает уменьшение аномалий подвижности нефти в пористой среде. [c.99]

    Для оценки аномалий вязкости нефти необходимо знать ее основные реологические параметры. Эго позволит наиболее полно учесть особенности ее [c.21]

    Наиболее сильно ослабляют аномалии вязкости нефти ОП-4, ОП-10 и их смеси. Значительно слабее действуют на нефть стеарокс-4 и неонолы. Это хорошо видно из таблицы., Добавка в [c.6]

    В статье приводятся результаты лабораторных исследований влияния ПАВ на аномалии вязкости нефти. [c.113]

    Добавка ОП-4 к водному раствору ОП-10 приводит к увеличению концентрации нефтерастворимых поверхностно-активных компонентов, ответственных за снижение аномалий вязкости нефти. Результаты исследований показали, что водные растворы ОП-10, дополнительно содержащие ОП-4, сильнее снижают аномалии вязкости нефти, чем водный раствор ОП-10 без этой добавки. Так, например, если водный раствор ОП-10 0,05%-ой концентрации [c.9]

    Расчеты показывают, что на деформацию капель и струек аномально-вязкой нефти из-за тиксотропного упрочнения структуры и увеличения из-за этого вязкости затрачивается работа, соизмеримая с работой на преодоление капиллярных сил. Капиллярные давления при движении несмешивающихся фаз через пористую среду считаются одной из главных причин неполного и замедленного вытеснения нефти. Но оказывается, что дополнительные сопротивления движению, обусловленные аномалиями вязкости нефти, соизмеримы с действием капиллярных сил. [c.91]

    Столь различное действие исследованных ПАВ на аномалии вязкости нефтей можно объяснить строением их молекул. Как известно, ПАВ типа ОП представляют собой полиэтилеиглико-левые эфиры алкилфенолов стеарокс-4 является смесью ОП-7 и полиэтиленгликолиевой производной стеариновой кислоты неонолы — продукты оксиэтилирования высших жирных спиртов. Основной отличительной чертой строения молекул ПАВ типа ОП является наличие в молекуле ОП фенольной группы, которая, на наш взгляд, и обеспечивает сильное воздействие ОП-4 на аномалии вязкости. [c.6]

    Аномалии вязкости заключаются в зависимости вязкости от напряжения сдвига и подвижности нефти от градиента давления. Реологические линии аномально-вязких нефтей относятся к типу кривых С. Оствальда. Для характеристики аномальных свойств неньютоновских нефтей мы используем -два параметра индекс аномалий вязкости (ИАВ)—отношение эффективной вязкости с неразрушенной структурой к вязкости нефти с разрушенной структурой, и индекс аномалий подвижности (ИАП) — отношение подвижности нефти с разрушенной структурой к подвижности нефти с неразрушенной структурой. Аномалии вязкости значительно усиливаются, если предварительно исследуемая нефть находилась в состоянии покоя. Исключение или хотя бы уменьшение аномалий вязкости нефти в пласте улучшит нефтеотдачу залежи [1]. [c.5]

    Фильтрация аномально-вязкой нефти в пористой среде будет сопровождаться изменениями ее подвижности при уменьшении или увеличении градиентов давления. В подземной гидравлике подвижностью нефти в пористой среде называется отношение нефтепроницаемости породы к вязкости фильтрующейся жидкости. Аномалии вязкости нефти приводят к соответствующим аномалиям подвижности нефти. [c.88]

    Для более полного извлечения нефти из залежей нужно принять меры к тому, чтобы хотя бы в какой-то мере ослабить влияние отмеченных факторов на свойства нефти, уменьшить или подавить аномалии вязкости нефти. [c.92]

    Для расчета доли нефти в продукции скважин fn в соответствии с работами [б, ] и с учетом аномалий вязкости нефти необходимо пользоваться формулой / [c.108]

    Влияние ПАВ и СО2 на аномалии вязкости нефти и вытеснение ее иэ породы [c.96]

    ВЛИЯНИЕ АНОМАЛИЙ ВЯЗКОСТИ НЕФТИ НА НЕФТЕОТДАЧУ 3.1. Особенности состава и свойств нефти [c.81]

    При разработке залежей аномальных нефтей, приуроченных к послойно-неоднородным пластам, при прочих равных условиях охват пластов воздействием еще более осложняется. Основные фильтрационные характеристики нефтей, такие как градиент динамического давления сдвига и градиент давления предельного разрушения структуры, зависят от состава нефти и коэффициента проницаемости породы [25, 26, 27, 28]. Установлено, что чем меньше проницаемость породы, тем сильнее проявляются аномалии вязкости нефти. Для более полного вытеснения аномальной нефти из малопроницаемой пористой среды необходимо создавать достаточно большие градиенты давления, достигаемые лишь в призабойной зоне пласта. По данным публикаций [3, 24] на Ново-Хазинском и Арланском месторождениях, нефти которых являются аномально вязкими, при текущей нефтеотдаче 10—17% содержание воды в добываемой продукции уже составило 68—72%, что свидетельствует о низком значении коэффициента охвата пластов воздействием. Такая особенность заводнения характерна для большинства месторождений с неоднородными пластами. [c.42]

    Таким образом, наибольшее увеличение коэффициентов вытеснения обеспечивали именно те ПАВ, которые сильно подавляли аномалии вязкости нефти. Межфазное натяжение использовавшихся водных растворов ПАВ на границе с нефтью было практически одинаковым. [c.96]

    Таким образом, наиболее эффективным средством подавления аномалий вязкости нефти в пласте и увеличения нефтеотдачи являются композиции ПАВ и двуокиси углерода. Эти реагенты могут вводиться в пласт в виде водных растворов при внутриконтурном заводнении. [c.99]

    В последнее время в качестве возможного средства увеличения нефтеотдачи рассматривается жидкая двуокись углерода и ее водный раствор — карбонизированная вода. В связи с этим необходимо знать, влияет ли переходящая в нефть двуокись углерода на аномалии вязкости нефти. Исследования проводились нами при давлении 10 МПа и температуре 24 °С — это пластовые условия нефтяных месторождений Башкирии. Оказалось, что растворенная в нефти двуокись углерода сильно уменьшает эффективную вязкость нефти с неразрушенной структурой, отчего резко снижается индекс аномалий вязкости, сильно понижается предельное динамическое напряжение сдвига нефти. Соответственно при фильтрации нефти, содержащей СО2, через породу уменьшаются индекс аномапий подвижности и критические градиенты давления. В табл. 18 приводятся данные об изменениях аномалий вязкости нефти, содержащей СО2. [c.98]

    В связи с тем, что в лабораторных экспериментах приоритетны исследования, связанные с изучением динамики коэффициента вытеснения, многие современные технологии увеличения нефтеотдачи пластов оцениваются как технологии увеличения коэффициента вытеснения. В отношении существенного увеличения коэффициента охвата пласта воздействием возможности этих технологий оценить труднее. Уменьшение охвата пласта воздействием определяется многими факторами, в том числе геологической неоднородностью нефтесодержащего коллектора, различием вязкостей нефти и вытесняющих агентов, проявлением аномалий вязкости нефти, геометрической схемой и плотностью размещения скважин и др. Наиболее важными факторами, значительно снижающими охват пласта воздействием при заводнении, являются геологическая неоднородность пластов и реологические характеристики пластовых нефтей. [c.38]

    Исследовалось влияние двуокиси углерода на аномалии вязкости нефти. Ввод двуокиси углерода в нефть осуществляется путем диффузии ее из карбонизированной воды. Результаты экспериментов показали, что в результате ди4)фуэии в нефть перешло 0,II5I масс, двуокиси углерода. Это обеспечило улучшение всех реологических параметров аномально-вязкой Нб( ти. [c.113]

    Из рассмотренного следует, что при вытеснении нефти водными растворами НПАВ часть активного вещества переходит в нефть. В результате этого происходит подавление аномалий вязкости нефти, приводящее к увеличению коэффициента вытеснения нефти из пористой среды. [c.73]

    Нефть представляет собой сложную систему, состоящую из веществ, имеющих самый разнообразный состав и свойства. Основную часть нефти составляют жидкие углеводороды разных классов и различного молекулярного веса. Такой состав нефти определяет своеобразие ее свойств. Вязкость нефти зависит от содержания в ней газообразных, жидких и твердых веществ, а также от дисперсности последних. Значительное влияние на реологические характеристики нефтей оказывают смолы и асфаль-тены. У нефтей, содержащих эти компоненты, наблюдаются аномалии вязкости—вязкость зависит от напряжения сдвига и меняется в широких пределах при изменении скорости течения. В связи с этим важное значение имеет изучение закономерностей в содержании смол и асфальтенов в нефтях, так как аномалии вязкости нефти в пластовых условиях могут привести к ухудшению показателей разработки нефтяных залежей. [c.3]

    На рио. I приведены графики зависимости объёмной скорости фильтрации нефти скважины 1202 Таймурзинского месторождения от градиента давления. Исследуемая нефть, как и нефти всех залежей нижнего карбона Башкирии обладает ярко выраженной аномалией вязкости. Фильтрация не подчиняется линейному закону Дарси. Добавление.к этой нефти 0,05 масс, поверхностно-активного вещества ОП-4 приводит к существенному улучшению процесса фильтрации. Область проявления аномалий вязкости нефти сдвигается влево, к началу координат. Аналогичные результаты [c.105]

    НЕКОТОРЫЕ СООБРАЖЕНИЯ ОБ УЧЕТЕ АНОМАЛИЙ ВЯЗКОСТИ НЕФТИ В ПРОЦЕССАХ ФИЛЬТРАЦИИ [c.24]

    Изменение содержания асф ьтенов по простиранию пласта меняет интенсивность аномалий вязкости нефти. У Манчаровской нефти от свода складки к водонефтяному контакту индекс аномалии вязкости изменяется от 3,5 до 6. Изменение индексов аномалий вязкости по пласту обусловливает разницу в величинах коэффициентов вытеснения. Последние оказываются особенно низкими вблизи водонефтяного контакта. Такие явления, как гидрофобизация пород асфальтосмолистыми веществами, проницае-мостная неоднородность пород, еще более усиливают зависимость нефтеотдачи от содержания асфальтенов в нефти, от ее аномалий вязкости. Неудивительно, что именно на месторождениях, нефти которых содержат много асфальтенов, нефтеотдача особенно низкая. [c.92]

    Аномалии вязкости нефти оказывают заметное влияние на процесс разработки нефтяной залежи, и в частности на нефтеотда1гу пласта. Считается [2] что, нефтеотдача на месторождениях неньютоновских нефтей примерно в два раза меньше по сравнению с месторождениями, нефти которых можно отнести к классу ньютоновских жидкостей. Естественно, что уменьшение аномалий вязкости нефти благоприятно скажется на технологических показателях разработки залежи, позволит повысить эффективность эксплуатации скважин. [c.6]

    Известно, что единственным средством доставки двуокиси углерода в пласт с целью снижения аномалий вязкости нефти является закачка в пласт карбонизированной воды йли оторочек жидкой углекислоты. Молекулы двуокиси уз лерода могут активно диффундировать из воды в нефть, воздействуя там на основные структурообразуицие компоненты-аофальтены (вызывая изменение аномально-вязкостных свойств нефти). [c.20]

    Аномалии вязкости нефти уменьшают не только коэффициент охвата, но и коэффициент вытеснения. Измерения коэффициента вытеснения нефти из пористой среды водой показали, что его величина зависит при прочих равных условиях от индекса аномалии вязкости нефти (см., на примере нефти Маичаровского месторождения) [c.90]

    Заводнение залехей растворамв ПАВ улучшаег процесс разработки увеличивается коэффициент охвата пласта заводнением и уменьшается обводненность добываемой продукции. Поэтому при заводнении нефтяных оластов растворами ПАВ следует ожидать сокращения количества попутно добываемой воды, а также уменьшения текущих и суммарных водных факторов. Причем эффект за счет ослабления аномалий вязкости нефти зависит от многих факторов состава и свойств нефти, характера неоднородности пласта, распределения градиентов пластового давления и др. Как показали расчеты,разница в степени обводненности продукции может составлять значительную величину. Для взятого примера при ко> [c.109]

    Используя формулы, полученные с учетом аномалия вязкости нефти, внчислили значения безразмерного времени Т, соответствуицие значения и. По результатам расчетов построены графики зависи -мости я Ро от f (рис. з). [c.110]

    Проведенные эксперименты показали, что наиболее заметное изменение аномально-вязкостных свойств под действием СО2 происходит у нефти, содержащей растворенный газ. Растворяясь в нефти, молекулы двуокиси углерода адсорбируются на асфальтенах, вытесняя из их сольватной оболочки азот и легкие предельные углеводороды от С] до С5. А именно эти газы, как ранее показано, обусловливают усиление аномалий вязкости нефтей [3]. В результате десорбции азота и легких предельных углеводородов взаимодействие между частицами асфальтенов ослабляется и аномалии вязкости становятся менее заметными. Появление в выделившемся из нефти газе после растворения в ней двуокиси углерода таких компонентов, как азот, С1—С , отмечается и в работах Л.И. Мирсаяповой, А.Ю. Намиотта, И.И. Дунюшкина. [c.98]

    Способ учета аномалий вязкости нефтей при оценке эффектииности применения ПАВ для увеличения нефтеотдачи пластов. Девликомов В.В., Кабиров М.М., Зейг - [c.119]

    Исследовано влияние на аномалии вязкости нефти композиции из 0,05 мас.% ОП-4, 0,05 мас.% сепарола-29 и 0,42 мас.% СО2. Эта композиция оказала особенно сильное влияние на аномалии вязкости и подвижности нефти. Фильтрация нефти, содержащей такую композицию, в песчанике с нефтепроницаемостью 0,05 мкм происходила без аномалий подвижности, без нарушения закона Дарси. Исчезают практически полностью и сверханомалии вязкости нефти. [c.99]

    Теми же авторами в работе [76] изучалось влияние ПАВ на аномалии вязкости нефтей. Ими было определено влияние на реологические параметры нефти нефтерастворимых ПАВ типов ОП-4, Серапол-29 , Стеарокс-4 , Неонол. Установлено, что аномалии вязкости нефти уменьшают нефтеотдачу пластов, способствуют образованию застойных зон и зон малоподвижной нефти, где фактические градиенты пластового давления оказываются меньшими или сравнимыми с градиентами динамического давления сдвига. [c.71]

    Как было показано выше, одним из способов ослабления аномалий вязкости нефти является введение ПАВ в объем нефти. В экспериментах по фильтрации и движению нефти в капилляре было обнаружено, что добавление в нефть небольшого количества нефтерастворимого НПАВ приводит к существенному улучшению реологических и фильтрационных характеристик нефти. Таким образом, одним из способов улучшения механизма вытеснения асфальтеносодержащих нефтей является применение ПАВ. Как правило, для повышения нефтеотдачи используются водорастворимые НПАВ ОП-10, содержащие компоненты, переходящие в нефтяную фазу. [c.89]

    Обращает на себя внимание очень медленное увеличение вязкости нефти СКВ. 332 при ее дегазации до III ступени. Также очень мало увеличилась вязкость нефти СКВ. 198 при ее дегазации до II ступени. У нефтп скв. 952 вязкость на I ступени дегазации увеличилась всего на 4%, а на II ступени вязкость увеличилась на 6%. Отмеченные аномалии вязкости нефтей можно объяснить особенностями процесса разгазирования, при котором из пластовой нефти в первую очередь выделяются азот и метан. [c.46]

    Охват пласта воздействием нагнетаемой воды из-за структурных свойств пластовой нефти оказьшается малым и ограничивается высокопроницаемыин про-пласткалш, по которым быстро происходит продвижение воды. Чтобы объяснить такой быстрый прорыв воды без учета аномалий вязкости нефти, необходимо допустить, что проницаемость пропластков отличается в сотни п тысячи раз, что маловероятно. Указанные явления легко объясняются аномалиями вязкости пластовой нефти. [c.47]

    ПРОЯВЛЕНИЯ АНОМАЛИЙ ВЯЗКОСТИ НЕФТИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ КРЕЩЕНО-БУЛЯКСКОЙ ПЛОЩАДИ [c.128]

chem21.info

Исследования аномалий вязкости пластовых нефтей месторождений Республики Татарстан Текст научной статьи по специальности «Геология»

УДК: 665.61.035.6

Р.Н. Дияшев1, Ю.В. Зейгман2, Р.Л. Рахимов3

}000 «ТНГ-Групп», Бугулъма, [email protected] 2Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, [email protected]

30А0 «Татнефтеотдача», Алъметъевск, [email protected]

ИССЛЕДОВАНИЯ АНОМАЛИЙ ВЯЗКОСТИ ПЛАСТОВЫХ НЕФТЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

Статья посвящена оценке интенсивности проявления аномально-вязких свойств пластовых нефтей месторождений Республики Татарстан. Следствием проявления нефтями аномально-вязких свойств является образование в пласте зон пониженной фильтрации или застойных зон, уменьшение полноты вытеснения нефти и увеличение затрат на добычу. Вязкости нефтей с неразрушенной пространственной структурой до десятка и более раз превышают вязкости этих же нефтей с полностью разрушенной структурой. Интенсивность проявления аномалий вязкости и подвижности нефтей во многом зависит от количества и состава растворенного газа. Даны количественные оценки реологических и фильтрационных характеристик пластовых нефтей, учет которых повысит надежность проектирования разработки и промыслового обустройства месторождений с неньютоновскими нефтями.

Ключевые слова: нефть, вязкость, аномалия, напряжение, асфальтены, фильтрация, разработка.

Эффективность процесса разработки нефтяных залежей, эксплуатация технологического оборудования скважин во многом зависят от состава и свойств нефти, в частности от содержания в ней высокомолекулярных компонентов - смол, асфальтенов, парафина. Эти компоненты

являются основными структурообразующими соединениями и обуславливают проявление нефтями аномальновязких свойств. Последнее оказывает заметное влияние на фильтрацию нефти, на полноту ее вытеснения из породы.

При разработке месторождений парафинистых неф-

Окончание статьи А.С. Султанова «Регулирование процесса разработки ...»

контролируемых экономических показателях.

Масштабы применения тех или иных технологий увеличения извлекаемые запасов нефти определяются в зависимости от поставленных целей и экономической целесообразности.

Использование экономических критериев позволяет рассчитать вариант максимально возможного охвата фонда скважин комплексом ГТМ, для интенсивного развития нефтедобычи.

Выводы

1. Интенсификация добычи нефти заводненных зон, трудноизвлекаемыгх запасов возможна при регулировании процесса разработки с применением комплекса технологий воздействия, использовании новых технологических и технических средств.

2. Необходимо создание регулируемой, контролируемой по технологической и экономической эффективности системы разработки при исходной предпосылке: объект разработки, состоящий из множества элементов самостоятельной разработки.

3. Необходимо непрерывное совершенствование, усиление системы заводнения путем организации самостоятельных участков в пределах ранее выделенных эксплуатационных объектов. Создание интенсивной системы разработки с бурением горизонтальный, многозабойныгх скважин, зарезки боковых ответвлений, скважин малого диаметра, гидроразрыва пласта, одновременно-раздельная эксплуатация пластов установкой ОРЭ. Управляемое, циклическое воздействие на пласт, в т.ч. с применением МУН, изменения фильтрационных потоков.

4. Организация участков самостоятельной разработки и системы воздействия в пределах линз, создание 5 - 7 точечных элементов с очаговым заводнением исходя из геологических особенностей. Выщеление самостоятельных

участков разработки с организацией заводнения пластовой водой (глинистость > 3 - 5%).

5. Благоприятным экономическим условием для стабилизации добычи для «старых», выработанных месторождений и для сверхвязкой нефти на ближайшие три года является снижение налоговой нагрузки и другие стабилизационные программы на Федеральном уровне.

Литература

Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Казань: КГУ. 2003. 596.

Хисамов Р.С. Эффективность выработки трудноизвлекае-мых запасов нефти. Альметьевск: ТатАСУнефть. 2008. 177.

A.S. Sultanov. Regulation of the process of oil field development with high depletion level of oil reserves with respect to economic criteria.

The author studies possibilities of using economic criteria allowing calculation of the option of the maximal coverage of the well stock by a set of geological and technical actions in order to intensify oil production.

Key words: production, enhanced oil recovery (EOR), geological and technical actions (intervention), well stock, depletion of oil reserves.

Альфат Салимович Султанов К.т.н., зам. главного геолога по производству - начальник технологического управления по разработке нефтяных и газовых месторождений ОАО «Татнефть». Научные интересы: совершенствование разработки системы эксплуатации нефтяных и нефтегазовых месторождений, внедрение технологий повышения нефтеотдачи пластов.

423450, Россия, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Ленина, 75. Тел.: (8553) 307-245, Факс: (8553) 307-485.

тей с использованием заводнения было отмечено изменение состава и свойств нефти в пористой среде и в скважинах при охлаждении и выделении из нее растворенного газа. Охлаждение нефтей до температуры ниже температуры насыщения парафином сопровождается образованием пространственных структур и проявлением нефтями структурно-механических свойств. Подобные структуры образуются в нефтях и при высоком содержании асфальтово-смолистых веществ. Вязкость таких нефтей оказывается непостоянной, зависящей от величины действующих напряжений сдвига. Аномалии вязкости особенно заметны при малых скоростях сдвига. Такие нефти называют аномальными или неньютоновскими. Аномалии вязкости при фильтрации нефтей в пористых средах приводят к нарушению закона фильтрации Дарси и проявлению нефтями аномалий подвижности.

Аномалии вязкости нефти, нарушения закона Ньютона и закона Дарси при фильтрации часто бывают причиной низкой нефтеотдачи пласта. Анализ результатов разработки большого числа месторождений аномально-вязких нефтей показал, что для этих залежей нефтеотдача значительно ниже, чем при фильтрации, когда аномалии подвижности не наблюдаются. Это было подтверждено нашими исследованиями путем анализа и обобщения практических результатов разработки достаточно большого числа месторождений Башкортостана и других регионов. Однако до настоящего времени при проектировании разработки нефтяных месторождений эти факторы надлежащим образом не учитываются.

Экспериментальные исследования включали изучение процессов течения аномально-вязких нефтей в капилляре и фильтрации в естественных образцах горных пород. По данным опытов строились реологические линии в координатах: «напряжение сдвига (т) - скорость сдвига (у)» и «градиент давления (grad Р) - скорость фильтрации (Уф)».

Исследования аномально-вязких свойств пластовых нефтей проводили на лабораторной установке, позволяющей определять реологические характеристики нефти в свободном объеме и пористой среде. При изучении течения нефтей через капилляр градиенты скорости сдвига составляли 1,110-2 -н5,2104 с'1 , напряжения сдвига 4,5-10^ + 90 Па. Скорости фильтрации нефтей в процессе экспериментов изменялись в пределах 3.10'3^15-103 м/год, градиенты давления - 2-10'4 2 МПа/м.

Типичный график зависимости скорости сдвига от напряжения сдвига аномально-вязкой нефти приведен на Рис. 1. В большинстве случаев кривые по форме аналогичны кривым С. Оствальда, полученным для структурированных жидкостей. По классификации академика П.А. Ребиндера кривые консистентности такой формы характерны для жидкообразных структурированных систем.

Полную кривую консистентности можно разделить на три участка: «о-а», «а-б» и «б-в». Характерными для границ участков являются критические напряжения сдвига, определяющие условные границы характерных систем: границу прочности структуры т для области течения нефти с практически неразрушенной структурой и границу предельного разрушения структуры нефти т . По графикам находят два напряжения: критическое напряжение сдвига начала разрушения структуры (ПДНС) - т и критическое напряжение сдвига предельного разрушения

структуры (НСПРС) - т . Оба этих параметра используются при проведении инженерных расчетов процессов разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.

При напряжениях сдвига меньше т (участка «о-а») график зависимости «у-т» практически линейный, т.е. движение нефти в капилляре происходит при постоянной вязкости ц0 (Рис. 1б). Область «о-а» называется областью с практически неразрушенной структурой в нефти. При напряжениях сдвига больше ц (участок за точкой «б») изменение скорости сдвига в зависимости от также происходит по линейному закону. Здесь нефть движется с ньютоновской вязкостью ц , что соответствует состоянию течения нефти с полностью разрушенной структурой. В пределах напряжений сдвига от т до т вязкость нефти переменна и по терминологии П.А. Ребиндера называют эффективной вязкостью.

Для оценки аномалий вязкости и подвижности нефти нами дополнительно введены две численные характеристики: индекс аномалий вязкости (ИАВ), определяемый как отношение вязкости нефти с неразрушенной структурой ц0 к вязкости нефти с предельно разрушенной структурой ц ; и индекс аномалий подвижности (ИАП), определяемый как отношение подвижности нефти с предельно разрушенной структурой (к/ц)т к подвижности нефти с неразрушенной структурой (к/ц)0.

С целью обоснования реологических характеристик аномальных нефтей для описания особенностей процесса филь-

Рис. 1. Реологические характеристики нефтей Таймурзинс-кого месторождения. Зависимость скорости сдвига (А) и эффективной вязкости (Б) от напряжения сдвига. трации в пористой среде быши проведены исследования в естественных образцах нефтенасыщенных пород. Типичный график зависимости скорости фильтрации аномальной нефти от градиента давления приведен на Рис. 2.

Для описания процессов фильтрации необходимо определять следующие реологические характеристики аномально-вязких нефтей:

- градиент динамического давления сдвига (ГДДС) - Н;

- градиент давления предельного разрушения структуры (ГДПРС) - Н ;

Рис. 2. Изменение подвижности (а) и скорости фильтрации (б) пластовой нефти.

- коэффициент подвижности нефти практически неразрушенной структуры - (к/ц)0;

- коэффициент подвижности нефти с предельно разрушенной структурой - (к/ц)т.

Определение перечисленных характеристик аномальных нефтей позволит рассчитать местоположение границ возможных зон проявления нефтями аномально-вязких свойств, что очень важно на стадиях проектирования разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.

Нефти представляют сложную систему, состоящую из компонентов с различными свойствами. Проведенные исследования показали, что интенсивность проявления аномально-вязких свойств определяется содержанием в составе нефтей высокомолекулярных компонентов и легких газов (азот, метан). В наших экспериментах с пластовыми нефтями турнейского яруса и бобриковского горизонта месторождений Татарстана количество основных структурообразующих компонентов - асфальтенов изменялось в пределах 5,2_11,9 % масс. Наряду с асфальтена-

ми интенсивность проявления аномалий вязкости определяется наличием в составе нефтей силикагелевых смол и парафинов. Смолы и ароматические углеводороды нефти за счет большей полярности образуют на поверхности мицелл асфальтенов адсорбционные слои. Эти слои обладают стабилизирующим действием и во многом определяют способность нефтей проявлять структурно-механические свойства. Породы продуктивных пластов преимущественно были представлены известняками - турнейс-кий ярус и песчаниками - бобриковский горизонт.

Реологические исследования пластовых нефтей проводились в условиях пропускания через медный капилляр нефтей по двум вариантам. Первый вариант - начиная с минимальных значений объемного расхода при постепенном его увеличении до достижения состояния полного разрушения пространственной структуры в объеме нефти (прямой ход). По второму варианту эксперименты начинались со значений расходов, соответствующих ньютоновской вязкости нефти с последующим уменьшением расходов до минимально возможных (обратный ход).

Рис. 3. Линии консистентности и эффективной вязкости пластовой нефти скв.6295 Алексеевского месторождения.

Рис. 4. Динамика скоростей фильтрации и подвижности нефти скв.6295 Алексеевского месторождения при различным градиентах давления.

Как показали анализы у большинства исследованных нефтей четко выражены структурно-механические свойства и аномалии вязкости. Линии консистентности и реологические кривые у нефтей имеют характерную форму, аналогичную кривым типа С. Оствальда (Рис. 3). Многие нефти являются тиксотропными системами, когда степень упрочнения структуры зависит от продолжительности нахождения пробы в покое до начала реологических исследований. С целью проведения опытов в одинаковых условиях все эксперименты по варианту прямого хода проводились с предварительным разрушением тиксотропной структуры нефти путем многократного перемешивания.

Из рисунка 3 видно, что эффективная вязкость нефти является величиной не постоянной и зависит от действующих значений напряжений сдвига. От минимального на-

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

Отношение содержания асфальтенов к содержанию смол, ед

Рис. 5. Зависимость ПДНС (а) и ГДДС (б) нефтей от содержания асфальтенов и смол. 1 - Турнейский ярус, 2 - Бобри-ковскийгоризонт.

пряжения сдвига до напряжения, соответствующего т эффективная вязкость нефти скв.6295 Алексеевского месторождения уменьшилась в 21 раз. Таким образом, величина ИАВ для этой нефти составила 21.

Аномалии вязкости нефтей являются одной из основных причин проявления нефтями аномалий подвижности в процессе их фильтрации по каналам в пласте. При градиентах давления ниже Н подвижность нефти минимальная. С увеличением градиентов давления подвижность нефтей постепенно увеличивается и достигает максимального значения, равного (к/ц) при градиентах давления больше Н . Характерные зависимости - фильтрационные характеристики аномально вязкой нефти показаны на Рис.

4. Кроме аномалий вязкости на аномалии подвижности нефтей оказывает проницаемость породы. Наши эксперименты показали, что с уменьшением проницаемости образцов естественных горных пород величина Н увеличивается. Как видно из Рис. 4, индекс аномалий подвижности нефти Алексеевского месторождения составил 10,4. Индекс подвижности нефти является следствием влияния проницаемости породы на процессы фильтрации аномально-вязкой нефти.

Аналогичным образом были определены реологические и фильтрационные характеристики пластовых проб нефтей по другим месторождениям. Сведения о результатах этих экспериментов представлены в Табл. 1.

Основные параметры, характеризующие реологические свойства проб пластовых нефтей, определяли с использованием экспериментальных зависимостей перепада давления на концах медного капилляра (длина 2,23 м, диаметр 0,4 мм.) от объемного расхода жидкостей. Для всех проб нефтей при пластовых температурах характерным являлось отличие форм линий течения от формы линии, свойственной ньютоновским жидкостям (Рис. 3). В определен-

ном интервале зависимости градиента скорости сдвига от действующих напряжений сдвига - нелинейная. Отклонения от закона Ньютона происходят вследствие образования в нефти объемной пространственной структуры из высоко-молекулярных компонентов нефти - асфальтенов, смол и парафинов. Такие структуры образуются в нефти даже при температурах выше температуры насыщения нефти парафинами - т.е. обусловлены асфальтенами. При малых значениях напряжений сдвига вязкость нефтей имеет максимальные значения, что соответствует движению нефти в капилляре с практически неразрушенной структурой. Начиная с некоторого значения напряжения сдвига, вязкость нефти уменьшается. Причинами этого является частичное разрушение структуры в нефтях. Разрушение структуры в нефтях продолжается вплоть до момента, когда значения напряжений сдвига достигнут значения, соответствующего напряжению сдвига предельного разрушения структуры (НСПРС). При больших значениях напряжений сдвига вязкости нефтей становятся минимальными и неизменными. На этих участках реологических линий вязкости нефтей можно считать ньютоновскими.

Для пластовых нефтей турнейского яруса (кроме пробы нефти Степноозерского месторождения) величины ПДНС при прямом ходе изменялись в пределах от 0,009 до 0,147 Па. Аналогичные значения ПДНС у нефтей, относящихся к бобриковскому горизонту изменялись от 0,007 до 0,029 Па. По максимальным значениям ПДНС отличались более, чем в 5 раз.

Все исследованные пробы нефтей содержат большое количество основных структурообразующих компонентов - асфальтенов. Это стало причиной того, что после предварительного покоя вязкости нефтей достигали больших значений. Вязкость нефтей турнейского яруса изменялась в пределах 82.. .893 мПас, а нефтей бобриковского горизонта - 270.846 мПа-с. Отличия вязкостей нефтей с неразушенными и с полностью разрушенными структурами были значительны. Величины ИАВ составили: нефти турнейского яруса - 21,3, бобриковского горизонта -15,9. Высокие отличия вязкостей с различными состояниями пространственных структур будут оказывать большое

влияние на реальные условия фильтрации нефтей в пласте и полноту их вытеснения.

Помимо исследований особенностей течения нефтей в капилляре изучали условия фильтрации нефтей в образцах естественных кернов. Кривые течения нефтей в породе также имели форму, характерную структурированным жидкостям. Вязкость и подвижность всех проб нефтей определялась значениями действующих градиентов давления (Рис. 4). В опытах по фильтрации нефтей не было отмечено наличие статических градиентов давления - процессы фильтрации нефтей начинались уже при малых значениях скоростей фильтрации. При этом подвижность нефтей была минимальной. При минимальных значениях градиентов давления фильтрация пластовых нефтей в каналах малых размеров происходила при постепенном росте подвижности. Это может быть следствием изменения структурной вязкости нефтей. Наиболее сильное увеличение подвижности нефтей происходило при значениях градиентов давления, соответствующих ГДДС. При этом зависимость скорости фильтрации от градиента давления становилась нелинейной. После достижения в опытах градиентов давления, равных ГДПРС, подвижность становилась максимальной и неизменной. На этих участках линий фильтрация нефтей подчинялась закону Дарси.

Количественные значения граничных градиентов давления у исследованных нефтей достигали (Табл. 1):

- ГДДС у нефтей турнейского яруса - от 0,008 до 0,284 МПа/м, у нефтей бобриковского горизонта - от 0,002 до 0,009 МПа/м;

- ГДПРС у нефтей турнейского яруса - от 0,011 до 0,378 МПа/м, у нефтей бобриковского горизонта - от 0,003 до

0,013 МПа/м.

Проявление нефтями аномалий подвижности сопровождалось значениями индекса аномалий подвижности (ИАП) от 1,2 до 17,0. Большие отличия в значениях ИАП могут быть связаны с количественным содержанием в составе нефтей высокомолекулярных углеводородов.

По результатам проведения экспериментов были построены зависимости основных показателей, характеризующих интенсивность проявления нефтями аномальновязких свойств -ПДНС и ГДДС от содержания в составе проб нефтей асфальтенов и смол. Графики этих зависимостей представлены на Рис.

5. Как видно из рисунка величины граничных напряжений и давлений сдвига нефтей турнейского яруса и бобриковского горизонта хорошо согласуются с количественным содержанием асфальтенов (А) и смол (С). Эти зависимости с достаточной надежностью аппроксимируются эм-

Горизо нт (ярус)

Показатели турнейский бобриковский

Месторождение (скважина)

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Реологические параметры

ПДНС при прямом ходе, Па 0,018 0,009 0,027 0,009...0,147 0,034 0,026 0,007 0,029 0,038

ПДНС при обратном ходе, Па 0,009 0,005 0,014 0,05...0,078 0,018 0,013 0,003 0,015 0,020

НСПРС при прямом ходе, Па 0,024 0,013 0,037 0,012...0,198 0,047 0,035 0,010 0,040 0,052

НСПРС при обратном ходе, Па 0,013 0,007 0,020 0,006...0,105 0,025 0,019 0,008 0,021 0,028

Вязкость нефти с разрушенной структурой, мПа% 46 186 42 5...18 404 23 500 28 363

Вязкость нефти с неразрушенной структурой, м 11а>6 893 803 508 82...330 6453 270 804 446 2230

ИАВ 19,4 4,3 12,1 14,6...21,3 15,9 11,7 1,6 15,9 6,1

Фильтрационные параметры

Проницаемость образца породы, мкм" 0,010 0,010 0,010 0,003...0,010 0,018 0,060 0,060 0,060 0,386

ГДДС при прямом ходе, МПа/м 0,019 0,0084 0,0253 0,092...0.284 0,023 0,0081 0,0020 0,0094 0,0040

ГДДС при обратном ходе, МПа/м 0,009 0,0042 0,0126 0,046...0,142 0,011 0,0041 0,0010 0,0047 0,0020

ГДПРС при прямом ходе, МПа/м 0,026 0,0118 0,0342 0,123...0,378 0,031 0,0114 0,0033 0,0131 0,0060

ГДПРС при обратном ходе, МПа/м 0,013 0,0062 0,0174 0,062...0,189 0,016 0,0060 0,0027 0,0068 0,0032

Подвижность нефти с разрушенной струкгуройНО"5, мкм2/ мПа>£ 8,69 2,72 11,9 6,7...50,0 2,7 156 7,53 136 0,0071

Подвижность нефти с неразрушенной струкгуройНО"5, мкм2/ м11а* 1,34 1,47 0,8 0,48...4,59 0,17 9,2 5,25 11,5 0,0011

ИАП 6,5 1,8 14,9 10,6... 16,2 16,0 17,0 1,2 11,8 6,3

Табл. 1. Реологические и фильтрационные параметры пластовых нефтей. 1 - Красногорское (скв.12607), 2 - Демкинское (скв. 4707), 3 - Березовское (скв.2142), 4 - Алексеевское (скв.6295, 6439), (6738, 6784), 5 -Степноозерское (скв.2252), 6 - Тюгеевское (скв.17523), 7 - Демкинское (скв.4664), 8 - Беркет-Ключевское (скв.11794), 9 - Степноозерское (скв.2037, 2156).

Рис. 6. Эффективная вязкость пластовой нефти скв. 2252 при различных температурах. 1 - с разрушенной структурой, 2 - с неразрушенной.

Рис. 7. Влияние температуры на ИАВ пластовой нефти скв. 2252.

лирическими кривыми и могут быть применены для прогноза интенсивности проявления нефтями аномалий вязкости и подвижности в пластовых условиях.

Из всех исследованных пластовых нефтей выделяются пробы нефти Степноозерского месторождения. Эти нефти обладают очень высокими значениями вязкости - при пластовой температуре динамическая вязкость дегазированной нефти из турнейских и бобриковских отложений достигала, соответственно, 810 и 986 мПас. Такие значения вязкости являются причиной потери текучести дегазированных нефтей при пластовых температурах. На базе проб дегазированных нефтей нами были рекомбинированы пробы пластовых нефтей путем растворения в объеме нефти требуемых количеств газообразных компонентов. Подготовленные таким образом пробы нефтей затем были подвергнуты исследованиям по определению реологических и фильтрационных параметров.

Как показали эксперименты, пластовые пробы нефтей приобрели текучесть, но при этом значения вязкости нефтей с неразрушенной структурой достигали огромных величин - 6453 мПас. Интенсивность роста эффективной вязкости рекомбинированных проб нефтей наиболее сильно произошла в пробе нефти из турнейских отложений. Вязкость нефти с неразрушенной структурой пробы боб-риковского горизонта была практически в три раза меньше и составила 2230 мПас.

В связи с трудностями обеспечения условий текучести нефтей Степноозерского месторождения нами были проведены эксперименты по изучению влияния температуры на реологические параметры нефтей (Рис. 6, 7). Как видно из графиков нагрев нефтей до температуры 80 °С привел к уменьшению динамической вязкости нефти как с разрушенной, так и с неразрушенной структурой. Вязкость нефти с неразрушенной структурой (прямой ход) в результате нагрева до 80 °С уменьшилась в 9,1 раза и составила 712 мПас. Вязкость нефти с разрушенной структурой при таком же нагреве уменьшилась только в 3,2 раза и составила 127 мПа-с. Соответственно, ИАП нефти в результате нагрева также уменьшился приблизительно в три раза. Это означает, что влияние повышенной температуры сильнее сказывается на уменьшении вязкости нефтей с неразрушенной структурой, нежели вязкости нефти с разрушенной структурой.

Выводы

1. Отличительными особенностями исследованных проб нефтей турнейского яруса и бобриковского горизонта месторождений Татарстана являются:

- высокие значения плотности и вязкости дегазирован-

20 30 40 50 60 70 80 90

Температура, °С

ных нефтей, что объясняется повышенным содержанием в их составе асфальто-смолистых веществ;

- высокие значения вязкости пластовых нефтей при низких значениях газового фактора;

- при низких значениях газового фактора пластовых нефтей отмечено высокое содержание в попутном газе азота - компонента, способствующего интенсификации проявления аномально-вязких свойств.

2. Образцы исследованных нефтей при температуре, равной пластовой, обладают аномалиями вязкости и подвижности, и их можно отнести к классу неньютоновских нефтей.

3. Фильтрация исследованных нефтей через образцы естественных горных пород происходит при высоких значениях граничных градиентов давления, низких и переменных значениях подвижности нефти, что, безусловно, будет отрицательно сказываться на процессе извлечения нефти из пласта и должно учитываться при проектировании разработки залежей.

4. Уменьшение вязкости нефтей при повышении температуры происходит более интенсивно для нефтей с неразрушенной структурой, чем с рарушенной.

R.N. Diyashev, Y.V. Zeigman, R.L. Rahimov. Research on viscosity anomaly of formation oil on the fields of the Republic of Tatarstan

The article deals with the assessment of intensity of quasi-viscous properties displayed by formation oil on the fields of the Republic of Tatarstan. As a result of quasi-viscous properties, displayed by oil, low-filtration or stagnant zones are formed in the reservoir, oil displacement is reduced and production costs are increased. Oil viscosity with a non-destructive spatial structure exceed by a degree and even more the viscosity of oil of the same kind with a completely destructed structure. The intensity of viscosity anomaly display and oil mobility depends to a large extent on the quantity and composition of the dissolved gas. The article represents quantitative assessment of rheological and filtration properties of formation oil. Taking them into account shall increase reliability of development design and construction of facilities for the fields with non-Newtonian oil.

Keywords: oil, viscosity, anomaly, tension, asphaltenes,

filtration, development. 11 й университет. S, 1. Тел.: (8347)

Юрий Вениаминович Зейгман Профессор, зав. кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений». Научные интересы: исследование особенностей фильтрации различных жидкостей в нефтегазонасыщенных средах, реология пластовых нефтей. Уфимский гос. нефтяной технически 450062, Россия, РБ, Уфа, ул. Космонавтов 243-17-71.

Рустем Ленарович Рахимов Начальник отдела геологии и разработки месторождений. Научные интересы: геология и разработка нефтяных месторождений. ОАО «Татнефтеотдача», Россия, РТ, г. Альметьевск, ул. Шевченко, 9а. Тел.: (8553 fLpr > ^ i ) 37-15-89.

cyberleninka.ru

Аномалия - вязкость - пластовая нефть

Аномалия - вязкость - пластовая нефть

Cтраница 2

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.  [16]

Сведения о диффузионных свойствах различных вешеств необходимы для научно обоснованного подбора реагентов, а также производства новых высокоэффективных веществ, применяемых для подавления аномалий вязкости пластовых нефтей.  [17]

Анализ данных ( см. табл. 1.1) позволяет сделать вывод, что разработка около 90 % этих нефтяных залежей в той или иной степени будет осложнена проявлением аномалий вязкости пластовой нефти, а нефти около 50 % этих залежей можно отнести к категории аномальных: как по составу ( ввиду повышенного содержания асфальтенов и парафинов - свыше 1 и 1 5 % соответственно), так и по высокому уровню проявления аномально вязких свойств. По тем же сведениям [73, 449] среди залежей нефти с повышенным содержанием асфальтенов и парафинов наибольшую долю составляют залежи в девонских и каменноугольных отложениях - основных объектах разработки Волго-Уральского региона.  [18]

Безусловно, на процесс диффузии ПАВ из водного раствора в нефть в реальнцх условиях пласта определенное 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 площадь 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.  [19]

Безусловно, на процесс диффузии ПАВ из водного раствора в нефть в реальных условиях пласта определенное 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.  [20]

Вторая глава посвящена проблеме совершенствования технологий воздействия на ПЗП при разработке залежей аномальных нефтей. В ней представлены результаты исследований по разработке методов снижения аномалий вязкости пластовой нефти, технологии вторичного вскрытия продуктивного пласта с сохранением его фильтрационных характеристик, а также технологий регулирования этих характеристик в процессе эксплуатации скважин.  [21]

Приведены результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, посвященных совершенствованию процессов добычи нефти в осложненных условиях разработки залежей аномальных, сероводородсодержащих нефтей, а также повышению эффективности ремонтно-изоляционных работ в условиях высокотемпературных пластов. Освещены вопросы обоснования, разработки и применения химических реагентов и составов для подавления аномалий вязкости пластовой нефти, растворителей асфальтосмолпарафи-новых отложений, жидкостей для глушения и консервации скважин, тампонажных составов для ремонтно-изоляционных работ. Описаны свойства разработанных химических реагентов и составов, технологий их приготовления и применения. Рассмотрены вопросы рационального использования нефтяного сырья при разработке месторождений аномальных высокосмолистых нефтей. Описана технология получения в промысловых условиях разработанных составов жидкостей специального назначения.  [22]

В диссертационной работе представлены результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, посвященных разработке и совершенствованию технологий борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин на залежах аномальных нефтей. В основе этих технологий находятся новые химические реагенты и составы технологических жидкостей: реагенты для снижения аномалий вязкости пластовой нефти; составы для восстановления приемистости нагнетательных скважин; жидкости для глушения скважин, сохраняющие коллекторские характеристики пород призабойной зоны пласта и обладающие свойствами нейтрализатора сероводорода; антикоррозионные и консервационные жидкости для скважин; эмульгаторы обратных водонефтяных эмульсий, применяемых для различных процессов нефтедобычи; реагенты-гидрофобизаторы для обработки призабойной зоны пласта.  [23]

Путем сравнения рис. 3 & с рис. 3.6 можно заключить s TITO кривые на рис. 3.6 - это линия с близкими значениями индекса аномалии подвижности нефти. Отсвда можно заключить, что при кратковременных остановках ивменение содержания воды в продукции после остановок в пуска скважин в основном обусловлено аномалиями вязкости пластовой нефти.  [24]

Охват пласта воздействием нагнетаемой воды из-за структурных свойств пластовой нефти оказывается малым и ограничивается высокопроницаемыми про-пластками, по которым быстро происходит продвижение воды. Чтобы объяснить такой быстрый прорыв воды без учета аномалий вязкости нефти, необходимо допустить, что проницаемость пропластков отличается в сотни и тысячи раз, что маловероятно. Указанные явления легко объясняются аномалиями вязкости пластовой нефти.  [25]

Остаточная неизвлеченная нефть остается за фронтом вытеснения в виде капель, столбиков, пленок. Эта нефть имеет повышенную вязкость, которая обусловливает ее малую подвижность. В этом случае ПАВ может служить средством уменьшения аномалий вязкости пластовых нефтей.  [26]

При уплотнении существующей сетки скважин очень часто оказывается, что новая уплотняющая скважина вступает в эксплуатацию и дает длительное время безводную нефть, в то время как окружающие ее эксплуатационные скважины давно обводнились и дают нефть с большим содержанием воды. При этом имеется в виду, что уплотняющая скважина вскрыла те же пласты, что и соседние эксплуатационные скважины. Столь неравномерное вытеснение нефти обусловлено структурными свойствами и аномалиями вязкости пластовых нефтей.  [27]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Проявление - аномалия - вязкость - нефть

Проявление - аномалия - вязкость - нефть

Cтраница 1

Проявление аномалии вязкости нефтей в пласте снижает эффективность процесса вытеснения и является одной из причин низкого охвата неоднородных пластов фидырацией и вытеснением: ускоряет прорыв вытесняющей воды в добывающие скважины; залежь длительное время разрабатывается с отбором большого количества попутной воды. Конечный коэффициент нефтеотдачи на таких залежах оказывается невысоким. Повышение эффективности эксплуатации лих залежей возможно путем учета аномалии вязкости нефтей на стадии их проектирования и разработки.  [1]

Таким образом, проявление аномалий вязкости нефти может вызвать дополнительные потери в добыче нефти за счет увеличения средней обводненности добываемой жидкости после перевода скважины на периодическую откачку.  [2]

Таким образом, из-за проявления аномалий вязкости нефти в зонах пласта, характеризующихся малыми градиентами давления, возможно образование участков малоподвижной нефти.  [3]

Какие отрицательные последствия от проявления аномалии вязкости нефти следует ожидать при разработке месторождений смолистых и парафиновых нефтей.  [4]

Описана методика определения границ зон проявления аномалий вязкости нефти при разработке залежей.  [5]

Какие отрицательные последствия следует ожидать от проявления аномалий вязкости нефти.  [6]

Очаговые скважинн должны быть расположены в еонах проявления аномалий вязкости нефти или в так навиваемых еасторных еонах.  [7]

Залежи - объекты термозаводнения, разработка которых осложнена проявлением аномалий вязкости нефти, широко распространены в мире.  [8]

Градиент давления предельного разрушения структуры в нефти определяет зону проявления аномалий вязкости нефти при разработке нефтяной залежи.  [9]

Путем наложения карты распределения фактических градиентов пластового давления на карту Я и Нт соответственно определяются границы застойных зон и границы зон проявления аномалий вязкости нефти.  [10]

Путем совмещения карты изоградиентов пластового давления с картой градиентов давления предельного разрушения структуры в нефти определены границы зон, в которых возможно проявление аномалий вязкости нефти. Установлено, что на значительной площади залежи сравниваемые градиенты давления сопоставимы между собой.  [11]

Остановки п в дальнейшем пуски скважин сопровождаются изменениями градиента давления в области дренирования. На залежах аномально-вязких нефтей возникает ряд осложнений из-за проявления аномалий вязкости нефти.  [12]

В работе излагаются результаты изучения процессов, происходящих в пористой среде при увеличении градиента давления. Установлено, что эффективность увеличения перепадов давления связана с проявлением аномалий вязкости нефти при малых градиентах давления. Рекомендован способ оценки оптимальных значений перепадов давления, при которых, по мнению авторов, достигается максимальный технологический эффект. Способ основан на использовании кривых относительного коэффициента продуктивности скважин.  [13]

Результаты этих исследований могут быть использованы для решения ряда задач проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений. В этой статье излагается один из примеров использования выводов проведенных исследований для нахождения местоположения и размеров зон проявления аномалий вязкости нефти при разработке нефтяных залежей.  [14]

Из рис. 3.6 следует, что рост содержания воды больше на залежах смолистых и высокосмолистых нефтей с более сильно выраженными неньютоновскими свойствами. Отсюда можно заметить, что повышение содержания воды в продукции после кравковременных остановок скважин происходит в основном из-за проявления аномалий вязкости нефти, А не является следствием перетока воды.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Аномальная нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Аномальная нефть

Cтраница 2

При вытеснении аномальных нефтей водой возможно образование зон, где не происходит вымыва нефти. Они образуются за скачком насыщенности при малых скоростях, если в зоне движения смеси градиенты давлений станут меньше начального градиента давления сдвига.  [16]

Рассмотрим течение аномальной нефти в окрестности скважины, расположенной в центре кругового трещиновато-пористого пласта.  [17]

Определение перечисленных характеристик аномальных нефтей позволяет рассчитать возможные зоны проявления структурно-механических свойств при разработке нефтяных месторождений.  [18]

Определяя эффективную вязкость аномальной нефти при фильтрации в пористой среде по формуле (2.23), учитывают факторы, влияющие на структурообразование с помощью динамического напряжения сдвига 0, коэффициента проницаемости породы и градиента пластового давления.  [19]

Под моделью фильтрации аномальных нефтей понимают функциональную зависимость между модулем скорости фильтрации и градиентом давления. Фильтрация аномальных нефтей, как уже отмечалось, при градиентах давления, меньших некоторой величины, характеризуется уменьшением подвижности нефти, что приводит к снижению скорости фильтрации. Для описания течения таких нефтей в пористой рреде в закон Дарси необходимо ввести соответствующие поправки.  [20]

При плоско-радиальной фильтрации аномальных нефтей в пласте можно выделить две зоны ( рис. 53): зона I, в которой вязкость нефти постоянна, и зона II с переменной вязкостью. В зоне II вязкость изменяется от своего минимального значения iim ( на границе зон) до максимального м о.  [21]

При разработке залежей аномальных нефтей, приуроченных к послойно неоднородным пластам, при прочих равных условиях охват пластов воздействием еще более осложняется.  [22]

При разработке залежей аномальных нефтей, приуроченных к послойно-неоднородным пластам, при прочих равных условиях охват пластов воздействием еще более осложняется. Установлено, что чем меньше проницаемость породы, тем сильнее проявляются аномалии вязкости нефти. Для более полного вытеснения аномальной нефти из малопроницаемой пористой среды необходимо создавать достаточно большие градиенты давления, достигаемые лишь в призабойной зоне пласта. По данным публикаций [3, 24] на Ново-Хазинском и Арланском месторождениях, нефти которых являются аномально вязкими, при текущей нефтеотдаче 10 - 17 % содержание воды в добываемой продукции уже составило 68 - 72 %, что свидетельствует о низком значении коэффициента охвата пластов воздействием. Такая особенность заводнения характерна для большинства месторождений с неоднородными пластами.  [23]

Предположим, что фильтрация аномальной нефти в неоднородном пласте происходит при градиентах давления, достаточных для сдвига структуры только в высокопроницаемой породе, где ГДДС меньше, чем в малопроницаемом пропластке. Такие условия приведут к быстрой выработке более проницаемой части пласта и ее обводнению. Важно подчеркнуть, что в этом случае темпы обводнения пласта будут выше, а застойной нефти - больше, чем при фильтрации в неоднородном пласте ньютоновской нефти.  [25]

Результаты изучения реологических свойств аномальной нефти в разных капиллярах представлены на рисунке. Анализ результатов этих экспериментов позволяет сделать следующие выводы.  [26]

Сопоставление показателей разработки месторождений аномальных нефтей с чисто вязкими, указывает на имеющиеся особенности и различия в разработке этих двух типов месторождений. Заводнение пластов, насыщенных неньютоновскими нефтями приводит, как правило, к преждевременному прорыву закачиваемой воды и к значительному снижению коэффициента текущей и конечной нефтеотдачи.  [27]

Повышение эффективности разработки месторождений аномальных нефтей обеспечивается путем повышения градиентов давления в пластах.  [28]

При этом пластическая вязкость аномальной нефти принимает устойчивое значение, равное 5 - 10 мПа - с что обеспечивает безаварийный транспорт нефти. Традиционная технология термообработки - нагрев до 80 - 90 С, регулируемое охлаждение от температуры нагрева ( 80 - 90 С) до расчетной температуры транспорта ( для условий Европейского Севера - О С) в статике, с известной скоростью - не более 20 С в час, требует строительства резервуарного парка объемом эквивалентным заполнению в течение 4 - 4 5 часов от проектной производительности головной НПС.  [29]

Нами исследования реологических свойств аномальных нефтей проводятся с 19 ( 56 года. Обширные экспериментальные исследования выполнены с непользованием нефтей из месторождений таких регионов страны как Западный Казахстан, Башкирской, Татарской п Коми АССР. Накопленный материал позволил разработать и предложить к использованию необходимые для практики расчетные методы оценки параметров реологических свойств аномально-вязких нефтей, пригодные при температурах, превышающих температуру насыщения нефти парафином. Такие расчетные методы, уступая экспериментальным измерениям по точности, существенно облегчают выявление закономерностей изменения параметров реологических свойств по залежи и позволяют получить данные для использования при проектировании и разработке месторождений. Расчетная методика основана па использовании ПДНС как основного параметра аномально-вязких свойств. Нами изучены факторы, влияющие на ПДНС, и получены корреляционные зависимости между этим и остальными, параметрами реологических свойств нефти. Такие корреляционные зависимости использованы для расчета параметров с учетом влияющих факторов. В качестве примера ниже изложена методика расчета реологических параметров аномально-вязких свойств пластовых нефтей из каменноугольных отложений в Татарии и Башкирии.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Проявление - аномалия - вязкость

Проявление - аномалия - вязкость

Cтраница 4

Из рис. 4.22 также следует, что если не учитывать области напряжений, близких к тт, то концентрированные анизотропные растворы проявляют менее выраженную аномалию вязкости, В этом, по-видимому, отражается принципиальное отличие реологического поведения полимерных и низкомолекулярных жидких кристаллов. Изотропные расплавы низкомолекулярных веществ, способных образовывать жидкие кристаллы, - это, как правило, ньютоновские жидкости, не содержащие типичных для полимеров надмолекулярных структурных образований ( или сетки зацеплений), частичное разрушение которых ответственно за проявление аномалии вязкости и упругих свойств.  [46]

Значение а возрастает с увеличением молекулярного веса полимера. На величину а оказывает влияние также разветвлен-ность макромолекул полимера. Проявление аномалии вязкости и ее снижение связано с разрушением низкомолекулярных образований под влиянием приложенного напряжения. Чем выше напряжение сдвига, тем меньше остается неразрушенных надмолекулярных образований и тем меньше вязкость расплава.  [47]

Вытеснение аномально-вязкой нефти за счет капиллярно-гравитационных процессов в карбонатах менее активно, чем в песчаниках. Уменьшение проницаемости образцов вызывает снижение объема вытесняемой нефти, особенно для пористых карбонатных сред. Более тяжелые неньютоновские нефти, нефти с большими проявлениями аномалий вязкости хуже поддаются вытеснению, а в присутствии остаточной воды процесс более активен.  [48]

При М / МС ] 10 переход полимеров из текучего в высокоэластическое состояние выражен достаточно резко. Поэтому следует ожидать ( и это действительно наблюдается экспериментально), что в такого рода случаях при скоростях деформации, превышающих критические значения, текучесть у полимеров окажется настолько подавленной, что будет невозможно реализовать установившееся ламинарное течение. Поэтому для полимеров, у которых М - Мс, возможность проявления аномалии вязкости ограничена определенными скоростями и напряжениями сдвига и установившийся режим ламинарного течения можно осуществить только при очень низких скоростях деформации, которым отвечают ньютоновские или близкие к ним режимы течения, хотя напряжения сдвига могут быть при этом очень высокими.  [49]

Графики изменения относительного коэффициента продуктив-ности приведены на рис. 4; из них видно, что при малых перепадах давления к растет быстро. По мере увеличения перепада давления интенсивность его роста замедляется. На этих графиках легко найти значения перепадов давления, обеспечивающих фильтра-цию нефти без проявления аномалий вязкости.  [50]

Хотя эти методы и дали возможность более подробно изучить свойства масел при низких температурах, но и они не смогли воспроизвести истинных явлений поведения масла в двигателе и создать закон протекания масла по трубопроводу при низких температурах [ 53 - Это объясняется тем, что смазочные масла при низких температурах представляют собой пластичные тела и отступают от закона Ньютона. Больше того, исследованиями заграничных и наших ученых [6, 7] доказано, что смазочные масла при низких температурах склонны к проявлению аномалии вязкости, в силу чего результаты, полученные в вискозиметрах, являются в достаточной мере случайными.  [51]

Истинные растворы гибкоцепных полимеров могут существовать во всей области концентраций. Пример кривых течения таких растворов иллюстрируется данными рис. 2.44 для растворов высокомолекулярного полибутадиена с узким ММР в метилнафталине и дигептилфталате. Выше указывалось, что у высокомолекулярных линейных полимеров с узкими ММР неньютоновское течение вплоть до срыва выражено слабо, а вертикальная ветвь срыва и верхняя наклонная ветвь не имеют ничего общего с ламинарным течением, а следовательно, не могут рассматриваться как проявления аномалии вязкости. По мере разбавления полимера растворителем критические параметры, отвечающие условиям срыва, изменяются так, как это показано пунктирными линиями.  [52]

На аномалию вязкости влияет молекулярная масса и строение вязкостной присадки, ее ММР, концентрация раствора и температура. Временное снижение вязкости проявляется, когда молекулярная масса полимера достигает и особенно превышает определенное значение. Однако аномалия вязкости обнаружена и в загущенном масле, содержащем ПИБ с меньшей молекулярной массой. Возможно, это связано с широким ММР этого - образца ПИБ, так как известно, что увеличение ММР способствует проявлению аномалии вязкости.  [53]

Некоторые особенности влияния гидротермальной обработки и электролитов более полно можно оценить комплексным коэффициентом коагуляционного структурообразования Кс. Сопоставление табл. 6.7 и диаграмм на рис. 6.5 показывает, что величина 01 / т1Эф имеет максимум при 200 С, в то время как т ] эф и 0i достигают максимальных значений при 250 С. Это можно объяснить тем, что при нагреве увеличивается взаимодействие между глинистыми частицами, что обусловливает рост 0i и г) Эф. Однако это в большей степени влияет на прочностные характеристики системы, в связи с чем отношение 0i / T увеличивается с повышением температуры, и реологическое поведение дисперсий все более обусловливается проявлением тиксотропной аномалии вязкости. При температурах выше 200 С палыгорскит частично превращается в монтмориллонит, для дисперсий которого тиксотроп-ная аномалия вязкости характерна в меньшей степени.  [54]

Фопмяпьнпе нахождение эффективной вязкости неньюто. Ньютона лишает этот реологический параметр определенного физического смысла. Несмотря на это, он широк используется в реологии и позволяет рассматривать неньютоновсккс жидкости кп г.иг. темы с переменили остг. Такая зависимость кячкпсти m скорости ( напряжения) сдвига носит название аномалии вязкости. Аномалии вязкости были обнаружены у многих жидких дисперсных систем. Помимо структурообразования в жидкостях, известны и другие возможные причины проявления аномалий вязкости при течении: ориентация асимметричных частиц дисперсной фазы в потоке; деформация агрегатов частиц дисперсной фазы; деформация сольватных оболочек частиц дисперсной фазы.  [55]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Аномалия - вязкость - нефть

Аномалия - вязкость - нефть

Cтраница 3

Метод позволяет определять индекс аномалии подвижности и аномалии вязкости нефти. С учетом этих параметров аномально-вязких свойств тиксотропнои нефти в дальнейшем возможно прогнозирование потерь в добыче нефти после простоев и пуска скважин.  [31]

Какие отрицательные последствия следует ожидать от проявления аномалий вязкости нефти.  [32]

Таким образом, наиболее эффективным средством подавления аномалий вязкости нефти в пласте и увеличения нефтеотдачи являются композиции ПАВ и двуокиси углерода.  [33]

Схематично предусмотреть возможные мероприятия по ослаблению влияния аномалий вязкости нефти на технологические показатели разработки залежи.  [35]

Из таблицы следует, что при охлаждении аномалии вязкости нефти проявляются сильнее.  [37]

Схематично предусмотреть возможные мероприятия по ослаблению влияния аномалий вязкости нефти на технологические показатели разработки залежи.  [39]

Очаговые скважинн должны быть расположены в еонах проявления аномалий вязкости нефти или в так навиваемых еасторных еонах.  [40]

Сравнение последних двух рисунков показывает, что из-за аномалий вязкости нефти фильтрация асфальтеносодержа-щей нефти происходит не в соответствии с законом Дарси. Подвижность нефти в породе при этом меняется в десятки раз.  [41]

Изменение содержания асфальтенов по простиранию пласта меняет интенсивность аномалий вязкости нефти. Изменение индексов аномалий вязкости по пласту обусловливает разницу в величинах коэффициентов вытеснения. Последние оказываются особенно низкими вблизи водонефтяного контакта. Такие явления, как гидрофобизация пород асфальтосмолистыми веществами, проницае-мостная неоднородность пород, еще более усиливают зависимость нефтеотдачи от содержания асфальтенов в нефти, от ее аномалий вязкости. Неудивительно, что именно на месторождениях, нефти которых содержат много асфальтенов, нефтеотдача особенно низкая.  [42]

При использовании периодической эксплуатации для предотвращения отрицательных последствий аномалий вязкости нефти рекомендуется переход на сокращенный период накопления, а продолжительность периода откачки регулировать в зависимости от дебита жидкости с использованием указаиняс выше технических и технологических решений.  [43]

Повышение эффективности эксплуатации этих залежей возможно путем учета аномалий вязкости нефтей на стадии их проектирования и разработки.  [44]

В статье приводятся результаты лабораторных исследований влияния ПАВ на аномалии вязкости нефти.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru