Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Вытеснение нефти растворителем


Вытеснение нефти из пласта растворителями

    Метод 8. Вытеснение нефти углеводородными растворителями (вытеснение со смешиванием) основано на последовательной закачке в пласт углеводородного растворителя и сухого газа. Углеводородным растворителем служит сжиженный нефтяной газ, состоящий в основном из пропана и бутана. Эффективность метода достигается тем, что пропан-бутановая фракция хорошо смешивается не только с пластовой нефтью, но и с вытесняющим сухим углеводородным газом при сравнительно невысоких пластовых давлениях. Из рис. 21 видно, что критическое давление для системы пропан — пентан, которая соответствует системе пластовая нефть — растворитель, не превышает 5 МПа. Критическое давление системы растворитель — сухой газ (на рисунке — система метан— пропан) не превышает 10—11 МПа. При этом в реальных условиях зона смешивания пластовая нефть — растворитель находится в области более низких давлений, че.м зона растворитель — сухой газ. Следовательно, метод вытеснения оторочкой углеводородного растворителя может быть применен при давлении нагнетания до 10—11 МПа. При внедрении этого процесса в пласте обычно создают пропановую оторочку в размере нескольких процентов объема порового пространства, которая продвигается более дешевым рабочим агентом — метаном или метано-водяной смесью. Основные ограничения применению метода большая вероятность разрыва сплошности пропановой оторочки, что требует увеличения объемов закачки высокая стоимость и дефицитность пропана. [c.57]     Вытеснение нефти углеводородными растворителями, как правило, используется совместно с другими методами. Оно основано на последовательной закачке в пласт углеводородного растворителя и сухого газа. В качестве углеводородного растворителя служит сжиженный нефтяной газ, состоящий в ос- [c.312]

    Компонент в составах для вытеснения нефти из пласта, загуститель углеводородных растворителей, ингибитор солеотложений Ингибитор солеотложений, очистка сточных вод [c.61]

    ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА РАСТВОРИТЕЛЯМИ [c.57]

    На основании представленных результатов экспериментов уже сейчас можно достаточно четко представить качественную сторону процесса вытеснения нефти растворителями из неоднородного пласта. [c.63]

    Вытеснение нефти из низкопроницаемой матрицы карбонатного пласта происходит в результате капиллярной пропитки. Дня более оптимального и полного вытеснения нефти необходимо использовать вещества, снижающие межфазное поверхностное натяжение и вязкость нефти, т.е. ПАВ и органические растворители. [c.171]

    Наиболее полное вытеснение нефти из пластов и достижение наибольшей нефтеотдачи возможно при применении третьей группы методов растворителей нефти, чаще всего которыми являются газы. [c.226]

    Оторочка растворителя обычно состоит из смеси сжиженных углеводородов. Минимальное давление, которое следует поддерживать в каждой точке пласта, чтобы происходило вытеснение нефти смешивающимися агентами, определяют расчетным путем. Для упрощения состав оторочки рассматривают как один сложный компонент, образующийся в переходной зоне бинарной смеси метана с этим компонентом. И далее считают, что для системы критические параметры совпадают с максимальными давлением и температурой, при которых углеводороды (бинарная смесь) полностью переходят в однофазное состояние. Считается, что условие смешивания ото- [c.219]

    Вытеснение нефти из пласта растворителями. Частичное или полное устранение отрицательного влияния на нефтеотдачу молекулярно-поверхностных сил может быть достигнуто путем создания в пласте условий, при которых вытесняемая фаза (нефть) полностью смешивалась бы с вытесняющей фазой (растворитель, газ) без образования границы раздела между ними. Это возможно лишь при условии, когда вытесняемая и вытесняющая фазы взаимно растворимы и образуют однофазную систему. В качестве вытесняющей фазы могут быть использованы пропан, бутан, смесь пропана с бутаном, газ высокого давления. При нагнетании в пласт при определенном давлении какого-либо из этих углеводородов происходит их смешивание с нефтью и полное взаимное растворение в нефти, исчезновение границ раздела между вытесняющей и вытесняемой средами, ослабляется применение нефти к стенкам пор. [c.153]

    Установлены основные геолого-физические факторы, влияющие на эффективность вытеснения нефти углеводородным газом, водогазовыми смесями и углеводородным газом совместно с углеводородными растворителями и определяющие специфику технологии водогазового воздействия (ВГВ) на пласт. К их числу относятся  [c.156]

    Механизм действия композиции КН + НПАВ следующий. Маловязкий растворитель снижает вязкость остаточной нефти, способствует улучшению фазового поведения дисперсии НПАВ, препятствует образованию вязких эмульсий и микроэмульсий и повышает насыщенность поровой среды углеводородной фазой перед фронтом оторочки НПАВ, что способствует формированию водонефтяного вала и повышает эффективность вытеснения. Действие дисперсии НПАВ приводит к снижению межфазного натяжения, регулирует сопротивление фильтрации и продвижение маловязкого растворителя в пласте. [c.201]

    Важной проблемой развития этого метода увеличения нефтеотдачи пластов является изыскание источников газоснабжения. Заслуживает внимания разработанный отечественными инженерами способ производства газа путем газификации сырой нефти непосредственно на нефтяном месторождении под давлением до 20 МПа. Для снижения давлений вытеснения смешивающимися агентами освоено производство обогащенных искусственных газов высокого давления и жидких дистиллятов-растворителей посредством пиролиза нефти в реакторе. [c.226]

    В работе [35] построены автомодельные решения задач вытеснения нефти различными растворителями обогащенным газом, солюбилизирующими ПАВ, мицеллярным раствором. Подробно проанализирована структура зоны вытеснения для различных начальных и граничных условий и типов фазовых диаграмм. Изложено решение задачи о вытеснении нефти оторочкой растворителя, продвигаемой по пласту водой. Найдены автомодельные решения задач вытеснения нефти растворителем при несохра-нении суммарного потока. Получена геометрическая интерпретация автомодельного решения. [c.181]

    ОпытамЕ[ установлено, что в процессе нагнетания в модель пласта, содержащего легкие неф - и, газов высокого давления нефтеотдача больше, чем должна быть только при обратном испарении фракций нефти. Движупщйся по пласту газ постепенно обогащается этаном и более тяжелыми углеводородами, а метан, встречаясь со свежими порциями нефти, имеющими давление насыщения ниже давления нагнетаемого газа, растворяется в нефти. Газ, содержащий значительное количество тяжелых углеводородов, уже при сравнительно небольших давлениях и температурах полностью смешивается с нефтью. Нефтеотдача при этом высокая, так как процесс становится близким к тому, который наблюдается во время вытеснения нефти жидким растворителем. [c.223]

    Жидкости и газы, насыщающие нефтегазоконденсатные пласты, представляют собой смеси углеводородных, а также неуглеводородных компонентов, некоторые из которых способны растворяться в углеводородных смесях. При определенных режимах разработки нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений в пласте возникает многофазное течение сложной многокомпонентной смеси, при котором между движущимися с различными скоростями фазами осуществляется интенсивный массообмен. Переход отдельных компонентов из одной фазы в другую влечет за собой изменение составов и физических свойств фильтрующихся фаз. Такие процессы происходят, например, при движении газированной нефти и вытеснении ее водой или газом, при разработке месторождений сложного комйонентногс ( ава (в частности, с большим содержанием неуглеводородных компонентов), при вытеснении нефти оторочками активной примеси (полимерными, щелочными и мицеллярными растворами различными жидкими и газообразными растворителями). Основой для расчета таких процессов служит теория многофазной многокомпонентной фильтрации, интенсивно развивающаяся в последние годы. Вместе с тем заметим, что область ее применения шире, чем здесь указано, и эта теория имеет важное общенаучное значение. [c.252]

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

    Разработка новых методов физико-химического воздействия на нефтяные пласты потребовала создания математических моделей процессов, по возможности простых, однако правильно отражающих основные заксно-мерности происходящих в пласте явлений. Эти процессы с начала 60-х годов становятся предметом многих советских и зарубежных исследований [4, 16, 19, 29, 67-69, 79 и др.]. Математические модели процессов вытеснения химреагентами и растворителями являются прямым обобщением модели вытеснения нефти водой или газом [64, 66] на более сложные случаи многофазной многокомпонентной фильтрации [23, 24, 44, 47, 54]. Этот раздел теории фильтрации, обычно называемый физико-химической подземной гидрогазодинамикой [24, 25, 27] в основном сформировался в последние годы и продолжает усиленно развиваться. [c.175]

    Точные решения иеавтомодельных задач двухфазной многокомпонентной фильтрации приложения к более сложным процессам физико-химического заводнения. В работах [5-7, 9, 10] получены точные решения неавтомодельных задач о вытеснении нефти растворами химреагентов и растворителями. Распределение насыщенности по пласту и положения всех фронтов описаны трансцендентными уравнениями, решения которых имеют прозрачную графоаналитическую интерпретацию. Первые интегралы движения всех фронтов найдены с использованием законов сохранения в исходной системе уравнений движения. [c.215]

    Наиболее подходящими растворителями, которые могут найти практическое применение для вытеснения нефти из пластов, являются углеводородные жидкости, вязкость которых меньше вязкости нефтп. Это сжиженные углеводородные газы, нестабильный газовый бензин, конденсат, широкие фракции легких углеводородов, получаемые при стабилизации и переработке нефти. В связи с этим особый интерес для нефтепромысловой практики представляет изучение процессов вытеснения жидкости, первоначально насыщавшей пористую среду, другой жидкостью меньшей вязкости. [c.58]

    Рациональность любого метода увеличения нефтеотдачи должна устанавливаться методами экономического анализа. Следовательно и метод вытеснения нефти из пласта растворителями приемлем только при условии, что стоимость дополнительно добытой нефти превышает затраты на растворитель и все технологические операвдш, связанные с закачкой его в продуктивные горизонты. Расчетами установлена экономическая нецелесообразность применения многих растворителей в качестве агентов, вытесняющих нефти. Таким [c.58]

    В парогазовых рабочих агентах высокого давления, предназначенных для закачки в нефтяные пласты и получаемых окислительным пиролизом водонефтяных эмульсий или сжиганием последних в воздушном окислителе, содержание азота превышает 50% в первом случае и 80% во втором (в сухих газах). Эти агенты (в том числе азот) имеют температуру 200—250° С, т. е. являются теплоносителями, и находятся под высоким давлением (150—200 ama), что позволяет рассматривать их как вытеснители и, частично, как растворители нефти. Азот растворяется в воде, маслах и нефти, поэтому при закачке в пласты в составе парогазовой смеси он будет оказывать положительное влияние на вытеснение нефти [8—10]. А. А. Черепенников [9] указывал на то, что инертные газы растворяются в нефти значительно лучше, чем в воде, и приводил данные об отношении растворимости азота в нефти к растворимости азота в искусственно минерализованной воде, содержащей 200 г Na l на 1 л, т. е. близкой по степени минерализации к пластовым водам нефтяных месторождений  [c.78]

    Другое крупнотоннажное направление использования ароматических растворителей - нефтедобывающая промышленность. Так, только в нефтедобыче США объем потребления химикатов составил свыше 15.5 млн. т в 1983 г. [124], в основном при бурении и цементировании скважин, стимулировании притока нефти. Углеводородные растворители ароматического характера применяются для вытеснения нефти, воздействия на призабойную зону пласта, ингибирования и удаления асфальтеносмолопара-финовых отложений. [c.388]

    В настоящем параграфе будет рассмотрена совместная фильтрация двух полностью взаиморастворимых жидкостей, образующих при движении одну фазу. Такого рода филтьтрационныс течения осуществляются, например, при вытеснении нефти из пласта растворителями, при исследовапии нефтеносных и водоносных пластов при помощи меченых частиц, а также в некоторых процессах химической технологии. [c.255]

    При исследовании собственно вытеснения смешивающихся жидкостей, например вытеснения нефти растворителями, задача упрощается в связи с тем, что скорости фильтрации в пласте вдали от скважин невелики и изменяются незначительно. Так, например, при и — 350 м/год 10" см/сек и I = 0,01 см (что соответствует проницаемости около 1 д) Ре 1 (так как D обычно порядка — 10 см сек). Поэтому коэффициенты дисперсии можно считать не зависящими от скорости, а при достаточно малых скоррстях (при Рссобой (приблизительно равными коэффициенту молекулярной диффузии). Вблизи скважин течение можно считать одномерным (радиальным), однако распределение концентрации может и не быть одномерным. [c.258]

    Если оторочка продвигается по пласту газом, то в качестве растворителя обычно используются сжиженные пропан-бутановые смеси и другие более тяжелые углеводороды. Состав растворителя необходмо выбрать так, чтобы наблюдалась неограниченная взаимная растворимость оторочки в нефти и газе. При этом условии в пористой среде не образуются границы раздела (мениски) и вытеснение нефти происходит наиболее эффективно. Для вытеснения нефти оторочкой необходимо выбрать такой состав углеводородов растворителя, чтобы в пластовых условиях они находились в жидком состоянии. При вытеснении нефти пропаном или бутаном они присутствуют в пласте в жидком состоянии, если пластовая температура ниже их критических температур, а пластовое давление выше упругости их паров. Если в качестве оторочки используются смеси углеводородов, то пластовая температура должна быть ниже критической температуры смеси, а пластовое давление - выше давления насыщения системы нефть-углеводородная смесь при пластовой температуре. [c.219]

chem21.info

5.3. Термические способы увеличения нефтеотдачи.

При нагнетании в пласт горячей воды повышение температуры вызывает понижение вязкости нефти, изменение молекулярно-поверхностных сил, расширение нефти и горных пород, улучшение смачивающих свойств воды. Механизм проявления тепла, однако, более сложен, чем это можно представить из упомянутого перечня тепловых эффектов. Горячая вода, нагнетаемая в начале процесса в пласт, быстро отдает тепло породе, остывает до пластовой температуры и поэтому между вытесняемой нефтью и последующими порциями теплоносителя возникает зона остывшей воды. Следовательно, нефть в дальнейшем будет вначале вытесняться холодной водой (пластовой температуры), а затем горячей. Поэтому прирост нефтеотдачи при нагнетании горячей воды будет наблюдаться в основном в водный период эксплуатации пласта. Движение горячей воды в пласте сопровождается уменьшением фильтрационных сопротивлений в горячей зоне, а в дальнейшем и сопротивлений всего обрабатываемого участка. При этом повышаются темпы отбора нефти. Со временем прогреваются и включаются в разработку малопроницаемые участки, которые были обойдены или слабо промыты холодной водой. Таковы установившиеся представления о механизме увеличения нефтеотдачи при нагнетании в пласт горячей воды. В действительности же этот механизм, по-видимому, значительно сложнее. Важнейшие детали процесса взаимодействия горячей воды с нефтенасыщенным коллектором еще не изучены. Большой недостаток исследований по изучению тепловых методов воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи заключается в использовании в качестве моделей пластов однородных пористых сред. О том, как проходит процесс вытеснения нефти при нагнетании в неоднородный коллектор горячей воды, пока можно высказывать лишь более или менее правдоподобные догадки. В этом случае, вероятно, возможны более сложные зависимости нефтеотдачи, от условий нагнетания теплоносителя, чем при обработке теплом однородных пород. При контакте горячей или теплой воды с нефтенасыщенной породой понижается вязкость нефти, улучшаются условия смачиваемости, возрастают интенсивность и роль процессов капиллярного перераспределения жидкостей. [9].

5.4. Вытеснение нефти из пласта растворителями.

Сущность их заключается в том, что в пласте создается оторочка растворителя, которая затем проталкивается другим более дешевым агентом. Движущаяся оторочка растворяет нефть и полностью вымывает ее из пористой среды. Оставшийся в пласте растворитель можно извлечь нагнетанием вытеснителя. Например, при использовании в качестве вытеснителя сухого газа оставшийся растворитель удаляется (выдувается) из пласта газом и улавливается на газобензиновом заводе. Важной проблемой воздействия на пласт растворителями является выбор агента, продвигающего оторочку растворителя по пласту. Вслед за оторочкой наиболее рационально нагнетать в пласт газ, хорошо растворяющийся в растворителе. Легче и полнее извлекается из пласта растворитель. Но при этом необходимо иметь значительные объемы сжатого газа и, кроме того, из-за высокой подвижности газа приходится увеличивать размер оторочки растворителя. Поэтому изучается процесс продвижения оторочки по пласту водой. При этом на разделе вода - растворитель наблюдаются уже известные нам закономерности фильтрации двухкомпонентных несмешивающихся систем и значительное количество растворителя остается не вытесненным в обводненной зоне пласта. Поэтому изучаются возможности применения и регенерации растворителей типа спиртов, растворимых в воде и в нефтях. Установлено, что количество вытесняющей фазы, необходимое для полного извлечения нефти, возрастает с увеличением соотношения вязкостей нефти и растворителя. Длина зоны смеси растворителя и нефти увеличивается с ростом пути, пройденного фронтом вытеснения. Аналогичное влияние на длину зоны смеси оказывает увеличение соотношения вязкости нефти и растворителя. По экспериментальным данным проницаемость пород и скорость вытеснения существенно не влияют на длину зоны смеси. При вытеснении нефти по схеме ≪жидкий пропан — газ≫ увеличение давления в пласте приводит к более полному ее извлечению, так как при высоких давлениях разбавленный газом пропан лучше смешивается с нефтью. Большое влияние на эффективность процесса оказывают состав нефти и насыщенность порового пространства различными фазами. Легкие нефти эффективно вытесняются растворителями. При наличии свободного газа в нефтяной части пласта процесс замедляется вследствие смешивания пропана с газом и ухудшения его качеств как растворителя. Значительное снижение эффективности процесса наблюдается при большом количестве воды в пористой среде. Вода блокирует часть нефти, которая при этом теряет контакт с жидким пропаном. В таких условиях можно применять растворители, смешивающиеся и с водой, и с нефтью, например, спирт[10].

studfiles.net

Вытеснение нефти из пласта растворителями

из "Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов"

В предыдущих разделах нами было показано, что при фильтрации двух несмешивающихся жидкостей на границе раздела между ними возникают капиллярные силы. Эти силы препятствуют продвижению остаточной нефти вдоль пласта от нагнетательной к добывающим скважинам. Даже после многократной промывки пласта нагнетаемой водой в пористой среде остается практически значительное количество не извлеченной нефти. Поэтому внимание советских и зарубежных исследователей привлекали другие различные методы увеличения нефтеотдачи. Большое внимание в СССР и в США, уделялось исследованию вытеснения нефти смешивающимися с ней жидкостями. [c.57] Лабораторные эксперименты по вытеснению взаиморастворимых жидкостей различной вязкости, проведенные Забродиным П.И. и Раковским Н.Л. [22-24], показали, что при этом может быть достигнуто практически полное замещение нефти, первоначально насыщавшей пористые образцы, вытесняющей жидкостью. [c.57] Таким образом, при вытеснении нефти из однородной пористой среды растворителем коэффициент вытеснения будет близок к единице. [c.57] Достигнуть столь высоких значений коэффициента вытеснения можно потому, что физическая сущность процессов вытеснения взаиморастворимых жидкостей и вытеснения нефти водой различна. [c.57] Важнейшие отличительные особенности процесса вытеснения взаиморастворимых жидкостей изменение физических свойств жидкостей в зоне их контакта перемешивание жидкостей в системе пор, возникновение эффекта массопереноса под действием молекулярной диффузии. [c.57] Фильтрационное движение изовискозных жидкостей, смешивающихся между собой в любых отношениях, можно представить себе как движение в пористой среде однородной жидкости. Такое движение изучено довольно полно. Математическое описание этого процесса основано на осреднении параметров потока и не ставит целью изучить перемещение отдельных частиц жидкости. [c.57] При изучении механизма вытеснения любых жидкостей важно выяснить их распределение в поровом пространстве и границы раздела между ними в различные моменты времени. [c.57] Динамика образования зоны перемешивания двух взапмораство-римых жидкостей и изменения их концентрации обуславливается двумя процессами, одновременно происходящими в пористой среде молекулярной диффузией и механическим перемешиванием жидкостей в поровых каналах (так как длина и кривизна этих каналов различны, пути движения отдельных частиц жидкости в них будут также неодинаковы). [c.58] Наиболее подходящими растворителями, которые могут найти практическое применение для вытеснения нефти из пластов, являются углеводородные жидкости, вязкость которых меньше вязкости нефтп. Это сжиженные углеводородные газы, нестабильный газовый бензин, конденсат, широкие фракции легких углеводородов, получаемые при стабилизации и переработке нефти. В связи с этим особый интерес для нефтепромысловой практики представляет изучение процессов вытеснения жидкости, первоначально насыщавшей пористую среду, другой жидкостью меньшей вязкости. [c.58] Рассеивание жидкостей в пористой среде в этом случае будет определяться разницей локальных скоростей отдельных частиц, которая обуславливается не только неоднородностью структуры поровых каналов, но и различием вязкости вытесняющей и вытесняемой жидкостей. Механическое рассеивание жидкости в каналах пористой среды способствует интенсивному образованию зоны перемешивания под действием молекулярной диффузии. В конечном счете, в пористой среде образуется зона перемешивания, где концентрация жидкостей непрерывно меняется. Размер ее значительно превышает величину зоны перемешивания изовискозных взаиморастворимых жидкостей. [c.58] Однако эффективность этого метода в неоднородных пластах слабо изучена. Для исследования коэффициента охвата при закачке в неоднородные пласты различных вытесняюших агентов нами были сконструированы и изготовлены из оргстекла две объемнопрозрачные модели [74, 85]. [c.59] Была проведена серия экспериментов по вытеснению модели нефти из прозрачной горизотальной трехслойной модели пласта длиной 308 см, шириной А2 см и высотой 1 см (модель 1). [c.59] Герметичность в крышке создается с помошью резиновой прокладки или специальной замазки. Полиэтиленовая пленка прокладывается для создания гидрообжима пористой среды. [c.59] К тринадцати точкам модели пласта подсоединены пьезометры. В этих же точках может быть осуществлен отбор проб из пласта или же ввод в него жидкости. Во всех опытах на этой модели, результаты которых представлены в данной работе, пласт был трехслойным. [c.59] Основные параметры моделей пласта представлены в таблице 2.1. Исследования проводились при постоянной скорости фильтрации. [c.59] Во всех опытах расход был 100 см /час, при этом средняя скорость фильтрации составила в модели 1 - 2,38 см/час, в модели П - 3,85 см/час. [c.59] Вытесняющим агентом во всех опытах служил петролейный эфир (фракция 70 - 100). [c.59] В процессе опытов проводились непрерывные замеры суммарного объема прокачанной жидкости, показания пьезометров, отбирались пробы выходящей продукции с целью определения процентного содержания масла и растворителя по показателю преломления. [c.59] Кроме того, периодически очерчивался контур продвижения фронта, и производилась фотосъемка. Для воспроизведения в ускоренном темпе картины продвижения вытесняющего агента по пласту осуществлялась покадровая киносъемка. [c.59]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Процесс - вытеснение - нефть

Процесс - вытеснение - нефть

Cтраница 1

Процесс вытеснения нефти при газонапорном режиме состоит из двух стадий: начальной стадии фронтального вытеснения нефти газом и последующей - стадии совместного течения нефти и газа в пласте.  [1]

Процесс вытеснения нефти водными растворами реагентов описывается моделями, в которых достоверно отражен только гидродинамический фактор. Впрочем, в модели DISPO ( А. Я. Хавкин) учитывается на макроуровне диспергирование и коалесценция кластеров вытесняемой нефти.  [2]

Процесс вытеснения нефти водой из реальной пористой среды резко отличается по условиям от лабораторных экспериментов. При изменении темпа отбора жидкости из залежи в ней, очевидно, происходят сложные процессы перераспределения градиентов давления, которые не поддаются моделированию в лабораторных опытах. Так, например, при разработке нефтяных месторождений с развитой водо-нефтяной зоной увеличение дебита скважины может сопровождаться искривлением водо-нефтяного контакта и приводить к неравномерному стягиванию контура нефтеносности. Поэтому объяснение влияния темпов отбора жидкости на нефтеотдачу только микропроцессами, наблюдаемыми в лабораторных опытах, недостаточно полно раскрывает механизм вытеснения нефти из пласта.  [3]

Процесс вытеснения нефти углеводородными газами под высоким давлением связан с использованием недефицитного нагнетаемого агента.  [4]

Процесс вытеснения нефти водой в пористо-трещиноватых карбонатных коллекторах со средней проницаемостью протекает более сложно, чем в чисто пористых или в пористо-трещиноватых карбонатных коллекторах с высокой поровой проницаемостью.  [5]

Процесс вытеснения нефти растворителями характеризуется отсутствием четких границ раздела фаз и практическим отсутствием капиллярных сил в зоне вытеснения, что обеспечивает почти полное вытеснение нефти при закачке определенного объема растворителя. Интересно сопоставить результаты опытов [26] по вытеснению нефти газом при наличии и в отсутствие капиллярных сил на границе вытесняющего флюида и нефти.  [6]

Процесс вытеснения нефти принят поршневым. Коэффициент нефтенасыщенности пласта и коэффициент вытеснения нефти водой условно равны единице.  [7]

Процесс вытеснения нефти водой с твердой поверхности в значительной мере определяется механизмом избирательного смачивания.  [8]

Процессы вытеснения нефти водой происходят обычно медленнее, чем процесс перераспределения давления при упругом режиме.  [9]

Процесс вытеснения нефти оторочкой растворителя, которая продвигалась по пласту третьим вытесняющим рабочим агентом, смешивающимся с жидкостью оторочки, моделировался системой трех углеводородных жидкостей различной вязкости, последовательно закачиваемых в образец пористой среды.  [10]

Процесс вытеснения нефти водой сильно зависит от капиллярны сил, роль которых тем выше, чем сложнее структура перового прос-ранства и больше неоднородность коллектора. Поскольку капилля ] ное давление является функцией насыщенности, то его градиен определяется насыщенностью и, следовательно, ее градиентом. В of ласти высоких градиентов насыщенности, возникающих на фронт вытеснения нефти и контакте пород с отличными коллекторским свойствами ( проницаемые - слабопроницаемые прослои), градиен капиллярного давления может значительно превышать градиен гидродинамического давления, действующего в пласте.  [11]

Процесс вытеснения нефти различными рабочими жидкостями существенным образом зависит от реологических свойств жидкостей. Реологические свойства оказывают особенно сильное влияние на параметры вытеснения при извлечении неньютоновских нефтей.  [13]

Процесс вытеснения нефти с помощью внутрипластового горения осуществляется с 1967 г. на месторождении Павлова Гора Краснодарского края, а также в месторождениях Зыбза и Сходница. На площади Хоросаны Азербайджанской ССР проходит успешное испытание метода влажного внутрипластового горения.  [14]

Процесс вытеснения нефти водой является основополагающим как при естественном водонапорном режиме, так и при законтурном и внутриконтурном заводнении.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Вытеснение - растворитель - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Вытеснение - растворитель

Cтраница 2

Для полного вытеснения нефти растворителем из части пласта, охваченной этим процессом, необходимо закачать такое количество растворителя, чтобы область смешения его ( с 0 5) с нефтью переместилась за пределы пласта ( см. рис. 113), т.е. расстояние х I X, а фронт вытеснения растворителя водой дошел бы до конца пласта, т.е. чтобы соблюдалось условие х, I. Тогда количество растворителя, затраченного на образование оторочки, будет равно количеству растворителя, оставшегося в областях заводнения и смешения. Из области смешения он будет извлечен из пласта вместе с нефтью, а из заводненной может быть частично извлечен вместе с водой.  [17]

В тыльной своей части оторочка контактирует с водой. Характер вытеснения растворителя водой близок к поршневому.  [19]

Характер вытеснения растворителя водой вследствие обратного ( [ д 0 1) соотношения вязкостен взаимодействующих жидкостей близок к поршневому. За фронтом остается часть невытесненного растворителя.  [20]

Лэнгмюра, откуда следует, что однородность центров каким-то образом связана с растворителем. Вероятно, вытеснение растворителя с поверхности оказывает некоторое нивелирующее действие в энергетике адсорбции из растворов.  [22]

Экспериментальные исследования [16] показывают, что извлеченный из твердой фазы компонент при дальнейшем контакте, предшествующем промывке, частично адсорбируется поверхностью твердой фазы. Этот процесс существенно усложняет промывку, так как гидромеханическое вытеснение растворителя ( экстракта) из пор твердых частиц дополняется диффузионным процессом десорбции целевого компонента с межфазной поверхности в промывную жидкость.  [23]

Струя раствора полимера подвергается действию продольного ( растягивающего) гидродинамического поля. При этом происходит ориентационное взаимодействие макромолекул, которое в ряде случаев ( по-видимому, особенно для систем, находящихся вблизи области разделения на фазы) приводит к вытеснению растворителя и фазовому переходу в системе. В результате, жидкая нить превращается в волокно.  [24]

Наблюдаемые изменения скорости термического распада ПВХ под действием второго термодинамически несовместимого с ПВХ полимера или вследствие увеличения концентрации ПВХ в растворе, обусловлены вытеснением растворителя из макромолекулярных клубков ПВХ с приближением его к той структуре, которую он имеет в отсутствие растворителя. Именно это вызывает неожиданный эффект обращения действия растворителя ( замедление или ускорение в зависимости от основности растворителя В см 1) по отношению к термическому распаду ПВХ. Вытеснение растворителя, ускоряющего распад ПВХ ( В 50 см 1), приводит к ослаблению его взаимодействия с ПВХ и ведет к замедлению процесса элиминирования НС1 из макромолекул, то есть к стабилизации как в случае концентрирования растворов ПВХ, так и в случае добавления второго термодинамически несовместимого с ПВХ полимера. В растворителях, замедляющих распад ПВХ ( В 50 см 1) в силу низкой нуклеофильной способности, эффект вытеснения растворителя и ослабление его воздействия на ПВХ приводит к обратному результату - увеличению скорости элиминирования НС1 из ПВХ по мере увеличения его концентрации в растворе или при использовании химически инертного высадителя. Очевидно, независимо от того, каким способом достигаются изменения в структуре ПВХ в растворе - увеличением его концентрации в растворе или добавлением второго термодинамически несовместимого с ПВХ химически инертного осадителя - изменяющееся структурно-физическое состояние полимера приводит к заметному изменению скорости его термического дегидрохлорирования в растворе.  [25]

Более того, в ел v чае продольного течения и достаточно высоких градиентов скорости в концентрированных растворах полимеров могут возникать, как результат разворачивания и ориентации цепей, структуры, н поминающие жидкокристаллические. Это особенно заметно у полинептидов при взаимном сближении макромолекул противоположно заряженными участками. При последующем вытеснении растворителя из струи жидкости образуются фибриллы, а затем волокна.  [27]

Более того, в ел v чае продольного течения и достаточно высоких градиентов скорос ги в концентрированных растворах полимеров могут возникать, как результат разворачивания и ориентации цепей, структуры, н поминающие жидкокристаллические. Это особенно заметно у полинептидов при взаимном сближении макромолекул противоположно заряженными участками. При последующем вытеснении растворителя из струи жидкости образуются фибриллы, а затем волокна.  [29]

Если поверхность адсорбента соприкасается с раствором, возможна адсорбция по крайней мере двух компонентов его - растворителя и растворенного вещества. Независимо от концентрации раствора, поверхность должна быть закрыта слоем адсорбата. По мере роста концентрации происходит, очевидно, вытеснение растворителя частицами растворенного вещества, молекулами или ионами его.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Эффективность - процесс - вытеснение - нефть

Эффективность - процесс - вытеснение - нефть

Cтраница 1

Эффективность процесса вытеснения нефти из нефтесодержащих песков в проведенных опытах резко зависит от интенсивности взаимодействия вытесняющего агента с нефтью на фронте вытеснения.  [2]

Эффективность процесса вытеснения нефти водой из нефтеносных пластов зависит от их геолого-физических свойств, от свойств воды и нефти и условий извлечения.  [3]

Эффективность процесса вытеснения нефти водой по промысловым данным выражается так называемыми характеристиками вытеснения нефти водой.  [5]

Эффективность процесса вытеснения нефти теплоносителями зависит от термодинамических условий пласта, свойств пластовых жидкостей, пористой среды, применяемой технологии и других факторов и может изменяться в широких пределах. На механизм вытеснения нефти ( жидкости) существенно влияют поверхностные свойства системы нефть-вода-порода. С повышением температуры уменьшается толщина адсорбционного слоя поверхностно-активных молекул нефти на поверхности поровых каналов, вследствие чего проницаемость пласта для нефти увеличивается. Лабораторными исследованиями установлено, что капиллярная пропитка происходит как при низких, так и при высоких температурах. В то же время с повышением температуры капиллярная пропитка их происходит значительно быстрее.  [6]

Эффективность процесса вытеснения нефти из неоднородного пласта оценивается по двум основным показателям - текущей нефтеотдаче и удельному расходу воды.  [7]

На эффективность процесса вытеснения нефти СО2 большое влияние оказывает исходная нефтенасыщенность. Чем больше нефтенасыщенность пласта к началу применения СО2, тем выше эффект, так как большая часть СО2 расходуется на полезное насыщение, расширение и вытеснение нефти.  [8]

Для повышения эффективности процесса вытеснения нефти, помимо применения более эффективных методов воздействия на пласт, необходимо сов ршенствовать управление процессом разработки нефтяных месторождений при существующих, широко распространенных методах заводнения. Система управления процессом разработки нефтяных месторождений относится к так называемым большим системам управления, характеризующимся большим количеством и многообразием объектов управления, обилием информации и связей, сложностью самого процесса разработки, показатели которого изменяются во времени.  [9]

Методика экономической оценки эффективности процесса вытеснения нефти растворителями также еще не решена.  [10]

Какие факторы влияют на эффективность процесса вытеснения нефти из пористой среды.  [11]

Исследование влияния факторов на эффективность процесса вытеснения нефти необходимо производить по стадиям разработки.  [12]

Важным фактором, влияющим на эффективность процесса вытеснения нефти водными растворами химреагентов, является фазовое поведение системы водный раствор химреагентов - нефть. Поэтому в работе изучалось фазовое поведение системы ПАВ АФ9 - 12 Лигносульфонаты КОРБ - нефть.  [13]

Перечислим основные факторы, от которых зависит эффективность процесса вытеснения нефти растворителями.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Метод - вытеснение - нефть

Метод - вытеснение - нефть

Cтраница 1

Метод вытеснения нефти сжиженными нефтяными газами рекомендуется применять в диапазоне пластовых давлений 8 - 14 МПа. При таких давлениях обеспечивается, сохранение растворителя ( пропан, бутан) в жидком состоянии, а также его смешиваемость с проталкивающим газом, если в качестве такового используется природный газ. Метод нельзя использовать на месторождениях, где пластовая температура превышает 96 - 97 С, так как при этих температурах пропан будет находиться в газообразном состоянии вне зависимости от величины пластового давления.  [1]

Метод вытеснения нефти углекислым газом в значительной мере испытан в промысловых условиях. С ним связываются перспективы повышения неф-те Отдачи пластов, в том числе карбонатных, содержащих нефти малой вязкости. В настоящее время в ряде нефтедобывающих стран этот метод находится на стадии промышленного освоения.  [3]

Метод вытеснения нефти из пластов горячей водой и паром успешно применяют на ряде нефтяных месторождений России.  [4]

Метод вытеснения нефти двуокисью углерода относится к способам вытеснения нефти смешивающимися агентами. Как известно, растворимость двуокиси углерода в воде и в нефти зависит от давления и температуры. Соответственно этому нефтеотдача также является функцией названных параметров. При постоянной температуре существует такое давление ( оптимальное), при котором двуокись углерода неограниченно растворяется в нефти. В этом случае получают наибольший коэффициент нефтеотдачи. Однако в практических условиях часто такое давление по ряду причин создать невозможно. Иногда с экономической точки зрения в связи с большим потреблением растворителя полное смешивание агентов не всегда желательно. Отношение пластового давления к оптимальному давлению характеризует степень смешивания агентов при вытеснении нефти двуокисью углерода.  [5]

Метод вытеснения нефти водными растворами неионогенных ПАВ испытывался в нашей стране на 35 опытных участках многих ( более десяти) месторождений Башкирии, Татарии, Азербайджана, Западной Сибири. Но наиболее известные и крупные промышленные опыты проводятся на Арланском и Самотлорском месторождениях.  [6]

Метод вытеснения нефти паром практически совсем не испытан в карбонатных коллекторах.  [7]

Метод вытеснения нефти растворами ПАВ ( водорастворимыми ПАВ типа ОП-10) испытывается в промысловых, условиях с 1964 г. в разных районах страны. Наиболее крупные эксперименты проводятся на Арланском и Самотлорском месторождениях. Метод испытан в широком диапазоне свойств пласта. Однако, несмотря на продолжительность опыта применения метода и масштабность работ, в настоящее время имеются неоднозначные оценки эффективности и большая неопределенность в его применении. В основном это связано с незначительным возможным эффектом увеличения нефтеотдачи пласта, который трудно оценить в промысловых условиях. Перспективы применения процесса заводнения с водорастворимыми ПАВ связаны с использованием более эффективных композиций ПАВ, способных обеспечивать вытеснение нефти из заводненной пористой среды.  [9]

Метод вытеснения нефти паром на месторождениях Керн Ривер, Смэкоувер и Сан Ардо ( Арканзас) реализуется при плотностях сеток скважин 0 6 - 4 га / скв, при среднем значении 2 га / скв. Процесс внутри-пластового горения осуществляется на месторождениях, содержащих нефть малой и высокой вязкости при средней плотности 4 га / скв. На участках площадью менее 100 га плотность сетки изменяется от 0 2 до 32 га / скв, а на более крупных объектах от 0 8 до 45 га / скв.  [10]

Метод вытеснения нефти паром рекомендуется для разработки залежей высоковязкой нефти ( более 40 - 50 мПа - с), для которых метод заводнения непригоден. Иногда паротепловое воздействие осуществляется в сочетании с обычным заводнением, при котором закачанная в пласт высокотемпературная оторочка пара в объеме 20 - 30 %, к общему пустотному пространству залежи перемещается по пласту закачиваемой водой.  [11]

Метод вытеснения нефти из пластов горячей водой и паром успешно применяют на ряде нефтяных месторождений России. Известен успешный опыт использования пароциклических обработок скважин в США, вытеснения нефти из пластов паром и горячей водой в Венесуэле, Нидерландах, США, по внутриплас-товому горению в Румынии, Венгрии, США и других странах.  [12]

Метод вытеснения нефти из пласта водой увеличивал этот коэффициент до определенных пределов; он недостаточен, так как при течении двух несмешивающихся жидкостей ( нефти и воды) в пористой среде на контакте между ними появляются поверхностные силы межфазного натяжения, которые создают дополнительные сопротивления фильтрации жидкостей в этой среде. В результате вытеснения нефти водой в пласте обычно остается значительное количество неизвлеченной нефти.  [13]

Метод вытеснения нефти обогащенным газом имеет некоторое преимущество по сравнению с сухим газом высокого давления, которое заключается в возможности достижения неограниченной растворимости ( критическое вытеснение) при более низких давлениях. Критическое вытеснение обогащенным газом может осуществляться и при давлении, равном давлению насыщения пластовой нефти. Температура, при которой осуществляется процесс вытеснения нефти обогащенным газом, существенно влияет на параметры процесса, то есть на величину минимального давления смесимости и минимального количества промежуточных компонентов в нагнетаемом газе.  [14]

Метод вытеснения нефти углекислым газом требует знания массообмена между СОг и пластовыми жидкостями.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru