ХАРАКТЕРИСТИКИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ. Характеристики вытеснения нефти это


ХАРАКТЕРИСТИКИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ | Бесплатные курсовые, рефераты и дипломные работы

Читайте также:
  1. III. Статистические характеристики ряда динамики
  2. IV. Группы месторождений (залежей) по величине запасов, сложности геологического строения
  3. IV. Основные физико-механические характеристики материала.
  4. IX. 3. Основные факторы, благоприятные для существования залежей.
  5. Аварии и их характеристики
  6. Акустика. Физические характеристики звука. Шкала интенсивности.
  7. АКУСТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
  8. АКУСТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
  9. Акустические характеристики деревянных духовых инструментов (лабиальных, тростевых, язычковых).
  10. Акустические характеристики оркестров.
  11. Акустические характеристики ударных инструментов.
  12. Амплитудно-частотные характеристики

 

Эффективность процесса вытеснения нефти водой по промысловым данным выражается так называемыми характеристиками вытеснения нефти водой, представляющими собой зависимости нефтеотдачи от объема внедрившейся в залежь воды. Характеристика вытеснения для нефтяной залежи более полно … характеризует эффективность разработки нефтяной залежи, чем, например, коэффициент нефтеотдачи. Характеристика вытеснения по нефтяной залежи отражает историю разработки нефтяной залежи, отчетливо показывал эффективность процесса вытеснения в любой момент разработки и является очень удобной формой для изучения характера и особенностей разработки и обводнения нефтяной залежи. Характеристика вытеснения показывает не только достигнутую нефтеотдачу по залежи, но и при каком расходе рабочего агента (воды) получена достигнутая нефтеотдача.

Характеристики вытеснения нефти водой могут быть выражены в различных модификациях.

Основными характеристиками можно считать зависимости:

 

Вид характеристики Авторы
1.Qж/Qн=A+B*Qв 2.Qн=A+B/Qж 3.Qн=A+B/√Qж 4.Qн=A+B*(Qж)c 5.Qн=A+Bqн/qв 6.Qн=A+B*LnQж 7.Qн=A+B*LnQв 8.Q=A+B*Ln(q/q) 9.Ln(Qв/Qн)=A+B*Qн 10.Qж/Qн=A+B*Qж 11.(Qж/Qн)2=A+B*(Qж)2 12.Qв/Qн=B(Qн-A)/(C-Qн) 13.Qн=A+B*(Qв/Qж) 14.Qн=A[1-B*exp(-C*Qж)] Назаров, Сипачев Камбаров Пирвердян Казаков Черепахин, Мовмыга Сазонов Максимов Гарба, Цимерман Французский институт нефти Сипачев, Пасевич Захаров Борисов Давыдов Шавалиев

 

 

Здесь большие буквы, накопленные значения нефти, воды, жидкости, маленькие – текущие значения.

Коэффициенты, А, В, С – постоянные коэффициенты, определяемые путем обработки фактических данных методами математической статистики.

С помощью этих зависимостей можно:

1.Определить ожидаемые извлекаемые запасы нефти и сравнить их с утвержденными.

2.Определить эффективность от внедрения различных физико-химических и гидродинамических методов, направленных на повышение нефтеотдачи пластов и интенсификацию добычи нефти.

Для всех характеристик строится зависимость между параметрами, входящими в уравнение, которая на последнем участке аппроксимируется прямой линией. Далее экстраполируют эту прямую, в предположении, что прямолинейность сохраняется.

Рассмотрим некоторые, наиболее часто применяемые более подробно.

Характеристика вытеснения Максимова. Они выражаются уравнением показательной кривой:

Qн=В+А*LnQв

где Qни Qe— накопленное количество добытой из залежи соответственно нефти и воды, Aи B — параметры, величина которых зависит от природных условий нефтяных залежей, а также от технологии их разработки.

В полулогарифмических координатах характеристика вытеснения превращается в прямую линию, что подтверждается тем, что при логарифмировании уравнения, она обращается в линейную функцию.

Характеристика вытеснения Максимова может быть представлена также в следующем виде:

Или

, где

η – текущая нефтеотдача пласта;

Qзап – геологические (балансовые) запасы нефти в залежи;

qж и qн– текущая добыча соответственно жидкости и нефти;

fв – текущая обводненность продукции, доли единицы.

 

Характеристика вытеснения Сазонова. Она также выражается уравнением показательной функции:

Qн=А+В*LgQж , где

Qж — накопленное количество добытой из залежи жидкости, остальные обозначения прежние. В полулогарифмических координатах она также превращается в прямую линию. Аналогично, характеристики вытеснения Сазонова можно представить в следующем виде:

или

В характеристиках вытеснения Максимова и Сазонова величина lga = tga — угловому коэффициенту прямой в системе координат Qни lgQeили lgQж. Эта величина называется показателем эффективности процесса вытеснения, lgb — отрезок, отсекаемый на оси абсцисс.

Характеристика вытеснения Назарова-Сипачева. Она также основана на наличии зависимости накопленной добычи нефти (жидкости) от накопленной добычи

воды. В системе координат иQв эта зависимость представляет собой прямую линию.

Поскольку величина углового коэффициента b равна:

,

то характеристику вытеснения Назарова можно представить в следующем виде:

Характеристика вытеснения Камбарова. Она выражается следующим уравнением гиперболического типа:

т.е. тоже основана на наличии зависимости накопленной добычи нефти ст накопленной добычи жидкости. Относительно текущей нефтеотдачи зависимость выражается следующим образом:

Имеются и другие виды характеристик вытеснения. Все они легко строятся по фактическим данным, а также их можно получить теоретическим путем, используя различные методики расчета процесса вытеснения нефти водою в пористой среде. На осях абсцисс может откладываться значение добытой жидкости или воды, или закачка воды, выраженная в объеме пор залежи, или в объеме пор активных запасов нефтяной залежи (безразмерное время).

Характеристики вытеснения используются для прогноза добычи и динамики обводненности по нефтяным залежам. При этом могут быть два случая. В первом случае нефтяная залежь находится в разработке и имеется начальный участок характеристики вытеснения. В этом случае производится экстраполяция характеристики вытеснения в системе координат, где она является линейной, или используются вышеприведенные формулы. Во-втором случае, нефтяная залежь еще не вступила в разработку или начальный участок очень мал. В этом случае, исходя из μо новой залежи, выбирается прогнозная характеристика вытеснения и расчеты выполняются по этой характеристике вытеснения.

Характеристики вытеснения используются для подсчета извлекаемых запасов нефти по залежи. Запасы могут быть определены по приведенным формулам, если значения fв при расчете принять за конечную обводненность, определенную из экономических соображений.

Характеристики вытеснения используются также для определения эффективности и дополнительной добычи нефти за счет различных геолого-технических мероприятий, новых технологий, методов увеличения нефтеотдачи пласта и т.д. Если геолого-техническое мероприятие способствует получению дополнительной добычи нефти, то это вызывает отклонение характеристики вытеснения в сторону оси координат. Дополнительная добыча нефти определяется как разница фактических и расчетных показателей, полученных линейной экстраполяцией на одинаковый объем жидкости или воды.

Характеристики вытеснения также широко используются для анализа разработки нефтяной залежи, так как в характеристиках вытеснения находит отражение весь сложный и многогранный процесс вытеснения нефти водой в пористой неоднородной среде в систему скважин.

Совершенно очевидно, что все эти зависимости не могут одинаково корректно использоваться для разных условий месторождений. Были неоднократные попытки установить пределы применимости каждой зависимости и автоматизации выбора наиболее приемлемой для конкретных геолого-физических и промысловых условий объекта. Ряд характеристик может применяться на средней стадии разработки месторождений, другие на поздней. В частности, учеными института Гипровостокнефть, делались работы по установлению пределов применимости характеристик вытеснения по обводненности например. Так, на основании обработки большого промыслового материала по месторождениям Урало-Поволжья, были сделаны выводы, что характеристика Сазонова может применяться при обводненности продукции 60-70%, Максимова 80%. Была создана программа, позволяющая осуществить автоматический переход с одной характеристики на другую при достижении обводненности перехода. Но надо иметь в виду, что каждый конкретный объект должен рассматриваться индивидуально, т.к. только статистическая выборка промысловых данных не может дать корректной оценки процесса разработки. Не случайно ни в одном руководящем документе нет однозначных рекомендаций по использованию той или иной характеристики. На точность прогноза влияют: геолого-физические параметры, стадия разработки, количество точек на кривой на участке аппроксимации.

Недостатками характеристик вытеснения являются:

1. все они получены эмпирическим путем на основе обобщения промысловых данных ограниченного количества месторождений

2. к каждому пласту необходимо подбирать свою характеристику

3. достоверность прогноза зависит от временного интервала в предпрогнозный период, четких критериев выбора оптимального периода не существует

4. отсутствует надежный механизм разделения эффекта от нескольких разновременных мероприятий по ПНП (пример).

Несколько рекомендаций для применения характеристик вытеснения с целью определения эффективности мероприятий по ПНП и ИДН:

1. Практически все характеристики вытеснения работают при обводненности от 50%. Применение их на более ранней стадии необоснованно.

2. Для построения аппроксимационной зависимости выбирается прямолинейный участок кривой, но не менее 5-6 и не более 10-12 точек.

3. Т.к. объективных критериев отбора характеристик не существует, расчет ведется как минимум по 3 зависимостям, по которым коэффициент детерминации (или корреляции) наиболее близок к 1.

4. Определение эффекта – средняя по нескольким рассчитанным зависимостям.

refac.ru

Характеристика - вытеснение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Характеристика - вытеснение

Cтраница 2

Характеристика вытеснения, построенная я полулогарифмических координатах, показала, что для месторождения Н0яо - невый овраг линейная зависимости между отбором нефти и воды сохраняется почти с начала разработки.  [16]

Характеристика вытеснения по скважинам улучшается в первую очередь на участках с повышенной продуктивностью, имеющих активную связь с зоной повышенных давлений.  [17]

Характеристика вытеснения может быть построена для залежи в целом, отдельного участка или пласта и для отдельных скважин.  [18]

Характеристики вытеснения n i 33 / ( f 13з) и Д ля нефти в потоке жидкости па - 1 ( Т13з) довольно хорошо совпадают, что позволяет прогнозировать показатели при разработке таких зон.  [20]

Характеристики вытеснения вида ( 1) для Ромашкинского месторождения и его площадей расположены также в виде веера, но, в отличие от рис. 1, при сравнительно небольшом разбросе значений КИН.  [21]

Но характеристика вытеснения по эксплуатационному объекту существенно зависит также и от величины соотношения объемов или запасов нефти каждого из элементов. Если соотношение запасов нефти по элементам велико, то даже при большой разнице в темпах разработки каждого из элементов характеристика вытеснения объекта будет близка к характеристике вытеснения элемента, обладающего наиболее значительными запасами нефти. Указанное влияние различия темпов разработки отдельных элементов эксплуатационного объекта и различия их размеров можно видеть из рис. 1, на котором приведены характеристики вытеснения эксплуатационного объекта, рассмотрены условия, когда эксплуатационный объект состоит всего v.i двух элементов.  [23]

Получив характеристики вытеснения, проводится расчет технологических показателей с учетом порядка и темпа ввода месторождения в разработку. Полученные данные используются для расчета экономических показателей разработки.  [24]

Используется характеристика вытеснения в целом по НГДУ или объединению.  [26]

Анализ характеристики вытеснения показывает, что одновременно с отключением скважин произошло ее значительное отклонение от наметившейся ранее закономерности. Особенно это заметно, когда характеристика вытеснения изображена в полулогарифмических координатах - линейный характер характеристики вытеснения резко нарушается.  [27]

Выбор характеристики вытеснения должен осуществляться наилучшей сходимостью расчетных и фактических показателей при применении базового метода. В такой ситуации обычно анализируют применимость нескольких ( иногда до 10) характеристик, которые нередко отличаются друг от друга в 2 - 3 раза и более. Поэтому осредняют результаты двух-трех, наиболее близких между собой и приемлемых для конкретных условий и стадии разработки. Однако, несмотря на большой объем вычислительных работ, точность результатов остается невысокой. Так, в действующих руководствах не учитывается разница в добыче жидкости по вариант 7 разработки объекта с применением метода повышения нефтеотдачи по сравнению с добычей жидкости при разработке по базовому варианту. Кроме того, значительное влияние на нарушение условий применения характеристик вытеснения оказывают изменения коэффициентов эксплуатации скважин до и после воздействия, систематические ошибки при интервальной оценке добычи нефти от увеличения охвата и др. Поэтому требуется дальнейшее совершенствование методик расчетов с целью повышения надежности результатов и снижения возможности субъективных оценок.  [28]

Анализ характеристик вытеснения показал следующее.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Характеристика - вытеснение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Характеристика - вытеснение

Cтраница 3

Метод характеристик вытеснения не обеспечивает необходимую надежность и определенность прогноза, поэтому желательно, чтобы этот метод в ближайшее время был заменен на более современный, научно обоснованный метод.  [31]

Построение характеристик вытеснения по 161 добывающим скважинам, окружающим отключаемую из-за обводнения скважину, показало, что выделяются три вида характеристик: ухудшение, улучшение и неизменность процесса вытеснения после отключения обводненной скважины.  [32]

Комплекс характеристик вытеснения, отражающих зависимость нефтеотдачи от степени промывки порового объема пласта и от годовых темпов промывки, может быть использован при проектировании разработки месторождений, а также при экспертизе проектных технологических документов на их разработку.  [33]

Выбор характеристики вытеснения должен осуществляться наилучшей сходимостью расчетных и фактических показателей при применении базового метода. Промысловые испытания показали, что характеристики вытеснения, как правило, являются криволинейными. Прямолинейная экстраполяция их допустима на сравнительно небольшой период.  [34]

Использование характеристик вытеснения при решении задач разработки нефтяных залежей было впервые предложено Д.А. Эфросом ( 1959 г.) в виде зависимости накопленного отбора нефти от накопленного отбора жидкости, выраженных в долях объема пор.  [35]

Построение характеристик вытеснения по 161 добывающим скважинам, окружающим отключаемую из-за обводнения скважину, показало, что выделяются три вида характеристик: ухудшение, улучшение и неизменность процесса вытеснения после отключения обводненной скважины.  [36]

Метод характеристик вытеснения дает более надежные результаты при прогнозе уровня добычи нефти по залежам нефти первой группы, для залежей второй группы погрешность может быть более высокой. Для залежей первой группы можно давать прогноз на сравнительно большой отрезок времени, второй группы целесообразно давать прогноз только на короткий период.  [37]

Выпрямление характеристик вытеснения в полулогарифмических координатах т ] - lg т на поздней стадии разработки указывает возможность исследовать в этот период так называемый показатель эффективности [36], представляющий собой тангенс угла наклона характеристики вытеснения ( tg а) в указанных координатах. Этот показатель может служить характеристикой эффективности вытеснения нефти вплоть до завершающей стадии разработки.  [38]

Анализ характеристик вытеснения показал следующее.  [40]

Анализ характеристик вытеснения, построенных в полулогарифмических координатах добыча нефти - добыча жидкости для месторождения в целом и отдельных блоков разработки, показывает улучшение условий вытеснения нефти из пластов. Так, например, на IX блоке ( XIII - XIV горизонты) в 1977 г. был осуществлен переход на закачку горячей воды. На кривой характеристики вытеснения ( рис. 11.11) четко обозначены изломы, вызванные улучшением отдачи пластов при нагнетании горячей воды.  [41]

Форма характеристик вытеснения ( криволинейность) в координатах ( 17) не позволяет использовать их для прогнозирования показателей разработки путем непосредственной экстраполяции.  [42]

Отклонение характеристики вытеснения от прямой линии может быть вызвано влиянием различных технологических факторов, изменяющих закономерность обводнения пласта. В частности, отклонение характеристики вытеснения по пласту А4 Покровского месторождения ( см. рис. 34) объясняется снижением обводненности продукции залежи в результате проведения промышленного эксперимента по изменению направления фильтрационных потоков.  [43]

Применение характеристик вытеснения метода 2 на поздней стадии разработки ограничивается. Однако при этом следует также учитывать влияние различных изменений в системе разработки и в условиях эксплуатации на характеристики вытеснения.  [44]

Рассмотрение характеристик вытеснения эксплуатационных объектов, состоящих из двух элементов, показывает, что наилучшая характеристика вьиссненнп v1 c наивысшее значение коэффициента охвата при минимальном расходе рабочего агента) наблюдается при равенстве темпов отбора относительно запасов нефти каждого из элементов.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Характеристика процесса вытеснения нефти водой и газом — курсовая работа

Рассмотрим далее представления  различных исследователей о механизме  проявления и роли капиллярных процессов  при вытеснении нефти водой из пористых сред.

В гидрофобных пластах, где мениски  в каналах противодействуют вытеснению нефти водой, капиллярные силы вредны, так как нефтеотдача пластов  под их влиянием уменьшается. Поэтому  лучший результат можно получить, если нефть вытесняется водой  с низкими значениями межфазного натяжения при повышенных градиентах давлений.

Значительно труднее определить роль капиллярных сил и механизм их проявления в гидрофильных породах (опыты по капиллярному пропитыванию водой естественных кернов, заполненных  нефтью, показывают, что большинство  природных коллекторов нефти  в той или иной степени избирательно лучше смачиваются водой).

Многочисленные лабораторные и  промысловые наблюдения подтверждают возможность использования эффекта  впитывания воды в нефтенасыщенные  блоки для существенного увеличения извлекаемых запасов нефти из трещин коллекторов. Внешние гидродинамические  силы в трещиновато-пористой среде с небольшой проницаемостью нефтенасыщенных блоков способствуют быстрому прорыву вод по трещинам в эксплуатационные скважины. Применение в этом случае вод с высокой способностью впитывания в нефтенасыщенную породу блоков в сочетании с медленной скоростью продвижения вод способствует увеличению нефтеотдачи трещиноватого коллектора под действием капиллярных сил. По результатам лабораторных исследований, впитывающаяся в породу вода способна вытеснять до 50 % нефти из блоков естественного известняка кубической формы с размером 6-7 см за 25-30 дней. С увеличением объема образцов темп и эффективность извлечения нефти значительно уменьшаются.

Многие исследователи считают, что во всех случаях воды с высокими значениями величин αсоsΘ, т. е. развивающие повышенные капиллярные давления в пористой среде, более предпочтительны для заводнения нефтяных залежей.

Но вывод о благоприятном  влиянии капиллярных процессов  перераспределения жидкостей в  зоне контакта нефти и воды на нефтеотдачу  неоднородного пласта, в котором  трещиноватость пород развита слабо, не подтверждается практическими данными  эксплуатации ряда нефтяных месторождений, приуроченных к зернистым коллекторам. Известно, что залежи, содержащие щелочные воды с низким поверхностным натяжением на границе с нефтью (т. е. когда  капиллярное пропитывание и перераспределение  в значительной степени ослаблены), характеризуются особо высокими коэффициентами нефтеотдачи. По большому числу опытов установлено, что данные, полученные для однородных пористых сред, двух- и многослойных моделей  пластов, состоящих из пропластков  различной проницаемости, нельзя полностью  использовать для природных пластов.

Естественные отложения, невидимому, обладают дополнительными специфическими особенностями, значительно изменяющими  характер проявления капиллярных сил. Одна из таких особенностей естественных пластов — сложный характер неоднородности физических свойств пород. В этих условиях и закономерности проявления капиллярных сил должны быть более  сложными.

Представление о благоприятной  роли процессов капиллярного проникновения  воды в нефтяную часть пласта возникло, по-видимому, из-за упрощенного моделирования  неоднородных пластов.

Естественные коллекторы нефти  обладают неоднородностью физических свойств пород одновременно по площади  залегания и в вертикальном направлении, характеризующейся случайным законом  распределения его параметров. В  результате местной неоднородности пород образуется неровный (рваный) водонефтяной контакт и появляются в различные моменты времени зоны и небольшие участки, обойденные фронтом воды. В этих условиях в пограничных областях, охваченных водой участков, интенсивно образуются водонефтяные смеси вследствие капиллярного проникновения в них воды. Нефтеотдача участков, заводняющихся под действием капиллярных сил, как правило, низка, так как нефть при этом не вытесняется из пористой среды оплошным фронтом вследствие неоднородности размера пор и сравнительно небольшого давления, развиваемого менисками в средних и крупных капиллярах, по сравнению с давлением мениска в мелких порах. Поэтому нефтенасыщенные участки, прилегающие к водонефтяному контакту, вначале пронизываются водой, проникающей в пласт по мелким и средним породам под действием капиллярных сил, что способствует быстрому формированию в этой зоне водонефтяной смеси с потерей оплошности нефтяной фазы.

В результате, как показывают данные опытов, из нефтенасыщенных образцов при погружении их в воду вытесняется  не более 30-40 % (редко 50%) нефти, даже если время пребывания их в воде длительное. Образующиеся же при этом смеси затрудняют последующее вытеснение нефти из зон пласта, охваченных водой. Следовательно, капиллярные процессы пропитывания у водой в пластах, обладающих неоднородностью по площади и в вертикальном направлении, способствуют уменьшению нефтеотдачи, значительно ухудшая условия вытеснения нефти водой.

Резюмируя сказанное о роли капиллярных  сил в зоне совместного движения воды и нефти, необходимо отметить, что задача - следует ли увеличивать или уменьшать капиллярные силы так же, кате и многие другие задачи физики вытеснения нефти водой, не имеет однозначного ответа. В условиях зернистых неоднородных коллекторов, как мы видели, процессы перераспределения нефти и воды под действием капиллярных сил могут способствовать преждевременным нарушениям сплошности нефти в нефтеподводящих системах капилляров в зоне совместного движения нефти и воды, помогая формированию водонефтяных смесей в поровом пространстве, что сопровождается значительным уменьшением нефтеотдачи. В трещиноватых коллекторах нефтеотдача блоков повышается при нагнетании в залежь воды, способной интенсивно впитываться в породу под влиянием капиллярных сил.

 

 

 

 

 

 

Заключение

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.

Нефть и вытесняющий ее агент  движутся одновременно в пористой среде. Однако полного вытеснения нефти  замещающими ее агентами никогда  не происходит, так как ни газ, ни вода не действуют на нефть как "поршни". Вследствие неоднородности размеров пор  в процессе замещения вытесняющая  жидкость или газ с меньшей  вязкостью неизбежно опережает  нефть. При этом насыщение породы различными фазами, а следовательно, и эффективная проницаемость для нефти, и вытесняющих агентов непрерывно изменяются. С увеличением водонасыщенности, например до 50-60%, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а скорее увлекается струёй воды. Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список литературы.

1.Гришин Ф. А. Промышленная оценка месторождений нефти и газа. М., Недра, 1975.

2.Максимов М. И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. 

3.Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика.

4. http://www.ngpedia.ru/id575549p1.html

5. http://oilloot.ru/77-geologiya-geofizika-razrabotka-neftyanykh-i-gazovykh-mestorozhdenij/413-klassifikatsiya-i-kharakteristika-sistem-razrabotki

6. http://matsopru.ru/geologicheskie-osnovy-razrabotki-neftyanykh-i-gazovykh-mestorozhdenij/211-dinamika-dobychi-nefti-gaza-poputnoj-vody-iz.html

7. http://bibliofond.ru/view.aspx?id=556118

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

referat911.ru

Вязкостная характеристика - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Вязкостная характеристика - нефть

Cтраница 1

Вязкостные характеристики нефтей СССР колеблются в очень широких пределах. Поэтому необходимо выяснить влияние вязкости нефти на снижение сопротивления течения с помощью добавок полимеров.  [1]

В связи с ухудшением вязкостных характеристик нефтей закладываемая в проекты однотрубная система сбора претерпевает изменения.  [2]

Для приведенных на рис. 9 вязкостных характеристик нефтей значения вязкости при температурах до 50 С частично взяты из литературных источников [37, 38], некоторые получены экспериментально. Вязкость нефтей при более высоких температурах подсчитаны указанным способом по имеющимся трем точкам.  [4]

Многие авторы на основе анализа зависимости вязкостной характеристики нефти от температуры делают вывод, что увеличение температуры приводит к существенному увеличению коэффициента вытеснения нефти. Поэтому добыча вязких нефтей наиболее технологически эффективной может быть при использовании тепловых методов.  [5]

Эту закономерность можно объяснить значительным изменением вязкостных характеристик нефти в интервале температур от 28 до 100 С ( от 125 до 8 мПа с), дальнейшее повышение температуры влияет на вязкость незначительно.  [6]

К числу основных критериев применимости методов заводнения относится вязкостная характеристика нефти: при вязкости нефти до 25 - 70 мПа - с закачиваемая вода должна обрабатываться загустителями или другими химическими реагентами, снижающими соотношение вязкости воды и нефти; при вязкости более 70 мПа - с применение заводнения нецелесообразно.  [7]

При повышенных вязкостях нефти решающее влияние на нефтеотдачу оказывает вязкостная характеристика нефти и эффект достигается за счет уменьшения вязкостной неустойчивости.  [8]

Из (4.1) следует, что кинетическая устойчивость разбавленных водонефтяных эмульсий пропорциональна вязкостным характеристикам нефти и обратно пропорциональная разности плотностей нефти, эмульгированных глобул воды и квадрату радиуса этих глобул.  [9]

На основании полученных результатов можно провести разграничение влияния компонентов на реологические свойства нефти - одинаковый эффект слабых и сильных кислот на вязкостные характеристики нефти достигается при значительно меньших концентрациях последних.  [10]

На основании полученных результатов можно провести разграничение влияния компонентов на реологические свойства нефти - одинаковый эффект слабых и сильных кислот на вязкостные характеристики нефти достигается при значительно меньших концентрациях последних.  [11]

Некоторые депрессорные присадки, эффективно снижающие вязкость масел и нефтей с небольшим содержанием асфалъте-нов и смол, практически не оказывают влияния на вязкостные характеристики нефтей с повышенным содержанием смол и асфальтенов.  [12]

Разработка девонских пластов Туймазинского, Шкаповского, Се-рафимовского месторождений, а затем и пластов терригенной толщи нижнего карбона ( ТТНК) Арланского месторождения с менее благоприятной вязкостной характеристикой нефтей, показала, что в пологих структурах вытеснение нефтей из ВНЗ к скважинам, расположенным в НЗ, практически не происходит. Поэтому наш опыт позволил сформулировать один из принципов, которого твердо придерживаются башкирские нефтяники: каждый участок пласта ( залежи нефти) вырабатывается в основном с помощью тех скважин, которые на нем расположены.  [13]

В заключение следует отметить, что внутриконтурное заводнение оказывается достаточно эффекивным в широком диапазоне различных геолого-геофизических условий, а ограничениями для его применения могут служить лишь очень низкая проницаемость коллекторов или чрезмерно высокая вязкость пластовой нефти. В зависимости от характера литолого-коллек-торской изменчивости продуктивных пластов, степени их неоднородности, проницаемости и вязкостной характеристики нефти разрезание ведут на полосы и блоки Блоковую систему целесообразно применять при ширине залежей нефти 4 - 5 км, а также при меньшей ширине, если залежь характеризуется пониженной проницаемостью, резкой зональной неоднородностью, повышенной вязкостью нефти.  [14]

Известно, что нефтеизвлечение зависит от соотношения вязко-стей нефти и воды 1оцн / ив. Авторы [ 10, 12, 13, 14, 15) на основе анализа зависимости вязкостной характеристики нефти от температуры делают вывод, что увеличение температуры приводит к существенному увеличению коэффициента вытеснения нефти. Поэтому добыча вязких нефтей наиболее технологически эффективной может быть при использовании тепловых методов. В то же время следует отметить, что эффективность теплового воздействия на нефтяной пласт во многом зависит от правильности выбора рабочего агента, способствующего более высокой степени нефтеизвлечения, с учетом геолого-промысловых характеристик объекта воздействия.  [15]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru