Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Замещение нефти водой


замещение нефти водой - это... Что такое замещение нефти водой?

 замещение нефти водой substitution of oil for water

Большой англо-русский и русско-английский словарь. 2001.

  • замещение импорта
  • замещение страниц

Смотреть что такое "замещение нефти водой" в других словарях:

  • замещение нефти водой — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN substitution of oil for water …   Справочник технического переводчика

  • ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ — замещение нефти в пласте агентами вытеснителями. В. н. осуществляется пластовыми водой и газом, а также спец. составили, нагнетаемыми в пласт с поверхности для увеличения нефтеотдачи пластов (р рами поверхностно активных веществ, диоксида… …   Большой энциклопедический политехнический словарь

  • Вытеснение нефти —         из пласта (a. oil displacement from a seam; н. Erdolverdrangung aus dem Floz; ф. deplacement du petrole de la couche; и. desplazamiento del petroleo de la capa) замещение нефти, содержащейся в породе коллекторе, другим агентом (водой,… …   Геологическая энциклопедия

  • НЕФТЬ И ГАЗ — См. также ХИМИЯ И МЕТОДЫ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ; НЕФТЕХИМИЧЕСКИЕ ПРОДУКТЫ. НЕФТЬ Сырая нефть природная легко воспламеняющаяся жидкость, которая находится в глубоких осадочных отложениях и хорошо известна благодаря ее использованию в качестве топлива и …   Энциклопедия Кольера

  • Отравления — I Отравления (острые) Отравления заболевания, развивающиеся вследствие экзогенного воздействия на организм человека или животного химических соединений в количествах, вызывающих нарушения физиологических функций и создающих опасность для жизни. В …   Медицинская энциклопедия

  • Парафины — (хим.) предельные (см. Замещение, Предельные соединения) углеводороды ряда Cnh3n+2. П. встречаются в значительном количестве в природе; низшие члены ряда выделяются во многих местностях из почвы (напр. в Америке в Пенсильвании, у нас на Кавказе,… …   Энциклопедический словарь Ф.А. Брокгауза и И.А. Ефрона

  • Китай — Китайская Народная Республика, КНР, гос во в Центр, и Вост. Азии. Принятое в России название Китай от этнонима кидане (они же китаи) группы монг. племен, покоривших в средние века территорию сев. областей совр. Китая и образовавших гос во Ляо (X… …   Географическая энциклопедия

  • Болотный газ или метан — (также водородистый метил, формен) предельный углеводород состава СН4, первый член ряда СnН2n+n, одно из простейших соединений углерода, вокруг которого группируются все остальные и от которого могут быть произведены через замещение атомов… …   Энциклопедический словарь Ф.А. Брокгауза и И.А. Ефрона

  • Толуол — Общие Химическая формула C6H5 Ch4 …   Википедия

  • Аргентина — Аргентинская Республика, гос во в Юж. Америке. В начале XVI в. территория совр. Аргентины была захвачена исп. завоевателями, которые дали вновь приобретенным землям название Ла Плата по принятому в то время общему названию р. Парана и залива Рио… …   Географическая энциклопедия

  • НИТРОСОЕДИНEНИЯ — (С нитросоединения), содержат в молекуле одну или неск. нитрогрупп, непосредственно связанных с атомом углерода. Известны также N и О нитро соединения (см. Нитрамины и Нитраты органические). Нитрогруппа имеет строение, промежуточное между двумя… …   Химическая энциклопедия

dic.academic.ru

Замещение - вода - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Замещение - вода

Cтраница 1

Замещение воды, которая просачивалась из верхнего слоя нефтяной зоны вниз, было связано, очевидно, с противотоком нефти, направленным вверх. В свою очередь это вызывало усиление водонасыщения нижних слоев продуктивного пласта.  [1]

Замещение воды из акво-комплекса является обратной реакцией кислотного гидролиза, и иногда эту реакцию называют реакцией анации.  [2]

Эффективность замещения воды нефтью и газом, разумеется, была различной, так как зависела от степени преодоления капиллярных сил, возникающих на границах раздела соприкасающихся фаз, и от структуры пустотного пространства горной породы. Анализ этих факторов [108, 120], а также специальные исследования керна карбонатных пород, отбиравшегося при промывке скважин раствором на нефтяной основе [138], привели автора к выводу, что в трещинах и кавернах капиллярно-связанная вода, как правило, практически отсутствует. Будучи непременным спутником нефти и газа, она содержится в залежах в виде молекулярно-связанной пленки на стенках каверн, пор и трещин [134, 161], в изолированных пустотах и в капиллярно связанном состоянии в непроточной части пустот.  [3]

Полнота замещения воды газом в пористой среде зависит от устойчивого движения ГВК. Главным фактором устойчивости движения ГВК является параметр ф, являющийся отношением под-вижностей вытесняющего и вытесняемого агентов. Если для данной системы соблюдаются графики относительных фазовых про-ницаемостей Викова и Ботсета, то для повышения устойчивости движения ГВК ( следовательно, полноты замещения к моменту прорыва газа к наружной границе рассматриваемого объема пористой среды) необходимо повысить вязкость вытесняющего воду агента.  [4]

Такой процесс замещения воды нефтью происходит иногда и в полностью обводнвтпшхся скважинах, дальнейшая эксплуатация которых была признана нецелесообразной. Нефть, оставшаяся в порах обводннвгаегося пласта, медленно, в течение нескольких месяцев проникает в скважину, замещая в ней воду. В результате этого на устье скважины со временем может возникнуть значительное давление. Чтобы не допустить выброса нефти, устье таких скважин должно быть надежно герметизировано.  [5]

При интенсификации полноты замещения воды газом в пористых средах необходимо различать два периода в каждом рассматриваемом объеме среды. Этот коэффициент равен средневзвешенной газонасыщенности рассматриваемой области.  [6]

Анализ физико-химического механизма замещения воды нерастворимым газом и результаты экспериментально-статистической проверки показывают на существенно отрицательную роль моле-кулярно-поверхностных сил в оптимизации коэффициента осушки гидрофильной пористой среды. Один из путей преодоления моле-кулярно-поверхностных сил на границе газ - вода - применение буферной оторочки из хорошо растворимых в воде газов.  [7]

Период II отражает процесс замещения воды в зоне хвостовика водонефтяной смесью. Действительно при обычной насосной эксплуатации участок от забоя до приема насоса полностью заполнен столбом воды, через который проскальзывает пластовая продукция ( водонефтяная смесь) и расчетная плотность потока на этом участке с высокой точностью равна плотности воды.  [9]

Константа скорости &2 реакции замещения воды в комплексе 1гС16Н2Оа - на СГ с увеличением ц от 1 до 3 7 М заметно возрастает ( см. табл. III. Последнее соотношение было использовано при расчете значений К.  [10]

Вязкость используемых для интенсификации полноты замещения воды газом растворов пенообразователей практически не отличается от вязкости воды. В практике применения растворов пенообразователей давление нагнетания ограничивается сверху во избежание гидроразрыва пласта и разрушения запорной арматуры.  [11]

Изменение поверхностного натяжения обычно достигается замещением межмицеллярной воды жидкостями с меньшим поверхностным натяжением. Упрочнение первичной структуры может достигаться различными путями.  [12]

Класс III - комплексы, реакция замещения воды в-которых протекает относительно медленно. Центральные атомы в комплексах этого класса представляют собой трехзарядные катионы большинства переходных металлов, а также ионы Ве2 и А13; связи металл - лиганд достаточно стабилизированы энергией СКП.  [14]

Как было показано при построении экспериментально-статистической модели замещения воды газом в микронеоднородной пористой среде ( см. стр. При разработке методов интенсификации снижение числа параметров за счет перехода к безразмерным критериям также не приводит к конечной цели. Этот вывод справедлив и для слоисто-неоднородных пористых сред. Кроме размерных и безразмерных параметров, определяющих коэффициент осушки, для слоисто-неоднородного пласта появляется еще качественный фактор - расположение пропластков неоднородной пористой среды.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Замещение - вода - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Замещение - вода

Cтраница 1

Замещение воды, которая просачивалась из верхнего слоя нефтяной зоны вниз, было связано, очевидно, с противотоком нефти, направленным вверх. В свою очередь это вызывало усиление водонасыщения нижних слоев продуктивного пласта.  [1]

Замещение воды из акво-комплекса является обратной реакцией кислотного гидролиза, и иногда эту реакцию называют реакцией анации.  [2]

Эффективность замещения воды нефтью и газом, разумеется, была различной, так как зависела от степени преодоления капиллярных сил, возникающих на границах раздела соприкасающихся фаз, и от структуры пустотного пространства горной породы. Анализ этих факторов [108, 120], а также специальные исследования керна карбонатных пород, отбиравшегося при промывке скважин раствором на нефтяной основе [138], привели автора к выводу, что в трещинах и кавернах капиллярно-связанная вода, как правило, практически отсутствует. Будучи непременным спутником нефти и газа, она содержится в залежах в виде молекулярно-связанной пленки на стенках каверн, пор и трещин [134, 161], в изолированных пустотах и в капиллярно связанном состоянии в непроточной части пустот.  [3]

Полнота замещения воды газом в пористой среде зависит от устойчивого движения ГВК. Главным фактором устойчивости движения ГВК является параметр ф, являющийся отношением под-вижностей вытесняющего и вытесняемого агентов. Если для данной системы соблюдаются графики относительных фазовых про-ницаемостей Викова и Ботсета, то для повышения устойчивости движения ГВК ( следовательно, полноты замещения к моменту прорыва газа к наружной границе рассматриваемого объема пористой среды) необходимо повысить вязкость вытесняющего воду агента.  [4]

Такой процесс замещения воды нефтью происходит иногда и в полностью обводнвтпшхся скважинах, дальнейшая эксплуатация которых была признана нецелесообразной. Нефть, оставшаяся в порах обводннвгаегося пласта, медленно, в течение нескольких месяцев проникает в скважину, замещая в ней воду. В результате этого на устье скважины со временем может возникнуть значительное давление. Чтобы не допустить выброса нефти, устье таких скважин должно быть надежно герметизировано.  [5]

При интенсификации полноты замещения воды газом в пористых средах необходимо различать два периода в каждом рассматриваемом объеме среды. Этот коэффициент равен средневзвешенной газонасыщенности рассматриваемой области.  [6]

Анализ физико-химического механизма замещения воды нерастворимым газом и результаты экспериментально-статистической проверки показывают на существенно отрицательную роль моле-кулярно-поверхностных сил в оптимизации коэффициента осушки гидрофильной пористой среды. Один из путей преодоления моле-кулярно-поверхностных сил на границе газ - вода - применение буферной оторочки из хорошо растворимых в воде газов.  [7]

Период II отражает процесс замещения воды в зоне хвостовика водонефтяной смесью. Действительно при обычной насосной эксплуатации участок от забоя до приема насоса полностью заполнен столбом воды, через который проскальзывает пластовая продукция ( водонефтяная смесь) и расчетная плотность потока на этом участке с высокой точностью равна плотности воды.  [9]

Константа скорости &2 реакции замещения воды в комплексе 1гС16Н2Оа - на СГ с увеличением ц от 1 до 3 7 М заметно возрастает ( см. табл. III. Последнее соотношение было использовано при расчете значений К.  [10]

Вязкость используемых для интенсификации полноты замещения воды газом растворов пенообразователей практически не отличается от вязкости воды. В практике применения растворов пенообразователей давление нагнетания ограничивается сверху во избежание гидроразрыва пласта и разрушения запорной арматуры.  [11]

Изменение поверхностного натяжения обычно достигается замещением межмицеллярной воды жидкостями с меньшим поверхностным натяжением. Упрочнение первичной структуры может достигаться различными путями.  [12]

Класс III - комплексы, реакция замещения воды в-которых протекает относительно медленно. Центральные атомы в комплексах этого класса представляют собой трехзарядные катионы большинства переходных металлов, а также ионы Ве2 и А13; связи металл - лиганд достаточно стабилизированы энергией СКП.  [14]

Как было показано при построении экспериментально-статистической модели замещения воды газом в микронеоднородной пористой среде ( см. стр. При разработке методов интенсификации снижение числа параметров за счет перехода к безразмерным критериям также не приводит к конечной цели. Этот вывод справедлив и для слоисто-неоднородных пористых сред. Кроме размерных и безразмерных параметров, определяющих коэффициент осушки, для слоисто-неоднородного пласта появляется еще качественный фактор - расположение пропластков неоднородной пористой среды.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Замещение - вода - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Замещение - вода

Cтраница 3

Если к раствору соли меди ( 11) добавить аммиак, то быстро происходит реакция замещения воды ( координированной ионом металла) аммиаком. На рис. 30 графически показана зависимость содержания в растворе каждого вида аммина меди ( 11) от концентрации свободного аммиака.  [31]

При использовании в опытах насыпных и искусственно-сцементированных моделей создание остаточной воды в пористой среде достигается замещением воды нефтью или керосином.  [32]

При использовании в опытах насыпных и искусственно-сцементированных моделей создание остаточной воды в пористой среде достигается замещением воды нефтью или керосином. Содержание остаточной воды в модели пласта определяется по материальному балансу.  [33]

При использовании в опытах насыпных и искусственно сцементированных моделей создание остаточной воды в пористой среде достигается замещением воды нефтью или керосином. Содержание остаточной воды в модели пласта определяется по материальному балансу.  [34]

По данным И. И. Черняева, на координатах Н20 - Rh-Rh - Н30 наблюдается значительное транс-влияние, обусловливающее легкость замещения воды другими лигандами.  [35]

Для правильного расчета величины газоносной зоны и определения количества и концентрации раствора пенообразователя необходимо решить гидродинамическую задачу замещения воды раствором ( растворимым газом), раствора газом с учетом адсорбции, диффузии и пенообразования в пласте. В процессе вытеснения раствора он расходуется на пенообразование. Так происходит перенос массы раствора в газоносную зону. Экспериментально установлено, что массоперенос наряду с адсорбцией - определяющий фактор при установлении потребного объема раствора. Поэтому при замещении воды с помощью растворов пенообразователей в отличие от известных гидродинамических задач исследования распределения давления и движения границы раздела газ - вода ( ГВК) необходимо учитывать массоперенос на подвижной границе.  [36]

Поэтому значительное начальное уменьшение подвижности, очевидно, следует связать с наличием двухфазной смеси в переходной зоне в процессе замещения воды на керосин в керне. В соответствии с известными закономерностями снижения фазовых проницаемостей в переходных зонах эмульсии повышают сопротивление потоку.  [37]

При большей пористости активной массы и меньшей толщине пластин облегчается проникновение электролита в глубокие слои активной массы, быстрее происходит замещение воды серной кислотой в порах активной массы положительных пластин, при разряде батарея отдает больший ток, обеспечивающий нормальную работу стартера.  [38]

Образующаяся в пористой среде в присутствии молекул ПАВ газожидкостная система имеет свойства, существенно отличающиеся от свойств газожидкостной смеси при замещении воды без пенообразующих ПАВ. В присутствии ПАВ в воде смесь газ - раствор представляет высококонцентрированную эмульсию газа в жидкости - пену.  [39]

Во всяком случае, образование ионной пары [ Co ( Nh4) 5h3O ] 3 1 SOl - точно установлено и скорость реакции замещения воды на сульфат-ион находится в прямой зависимости от концентрации этого аниона. Образование внешнесферных комплексов обнаружено для большинства комплексных соединений. Но пока еще нельзя утверждать, что они во всех случаях определяют скорость и механизм реакций.  [40]

Таким образом, данные по обводненным добывающим скважинам пласта Б2 месторождений Яблоневый овраг и Губинское в период их полной консервации свидетельствуют о довольно активном процессе замещения воды в скважинах нефтью из пласта. Процесс этот также протекает при встречном движении нефти и воды, когда давления на забое скважин выше, чем давления в нефтенасыщенных слоях пласта, поэтому обусловлен он определенно проявлением капиллярных сил.  [41]

Таким образом, данные по обводненным эксплуатационным скважинам пласта Б2 месторождения Яблоновый Овраг и Губинское в период их полной консервации свидетельствуют о довольно активном процессе замещения воды в скважинах нефтью из пласта. Процесс этот также протекает при встречном движении нефти и воды, когда давления на забое скважин выше, чем давления в нефтенасы-щенных слоях пласта, поэтому обусловлен он определенно проявлением капиллярных сил.  [42]

Эти величины до некоторой степени отличаются от величин Дьюница и Оргела, Поправки могут быть сделаны на дополнительную стабилизацию по Яну-Теллеру в случае тетраэдрического Сг3 и на замещение воды ионом О2 в качестве лиганда, но это не изменит относительных энергий.  [43]

Константа скорости второго порядка, полученная для модельных систем, представляет собой произведение константы присоединения к внешней сфере ( Ко) и константы скорости первого порядка ( ki) для замещения воды. Возможны различные предположения о причинах низкой скорости взаимодействия цинка с апоферментом. По-видимому, взаимодействие с металлом не сопровождается значительной перестройкой конформации белка. Вероятно, свой вклад вносят и процессы вытеснения воды из координационной сферы.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Замещение - вода - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Замещение - вода

Cтраница 2

Реакции комплексообразования в водных растворах связаны с замещением воды в гидратированном катионе на анионы лиганда.  [16]

Реакции комплексосбразования в водных растворах связаны с замещением воды в гидратированном катионе на анионы лиганда.  [17]

В некоторых случаях аналогичные результаты наблюдаются при замещении воды в координационной сфере иона металла на молекулы пиридина; образующиеся водонерастворимые комп - - лексы экстрагируются хлороформом.  [18]

Из всех этих способов наиболее примечательна прямая реакция замещения воды молекулой азота.  [19]

Первой ступенью в этил реакциях, несомненно, является замещение координированной воды на ами ногрушгу полипептида. Если выполняется механизм (8.3), карбонильный кислород р - амидной группы координируется, и это промотирует гидролиз с получением упомянутых продуктов. С другой стороны, координированная гидроксильная группа может атаковать карбоксильный углерод пептида через пятичленное кольцо интермедиата, причем комплекс выступает в качестве модели ( стр. Следует упо мянуть, что ферменты, имеющие атомы металла, такие, как лейцинамино-нептидазы [11], катализируют гидролиз N-концевых связей пептида через процесс, включающий хелатирование ионом металла фермента субстрата.  [20]

Процесс промывания осадочных морских пород, возникающий с момента замещения седиментационных вод атмосферными, приводит к диффузному выравниванию их ионных концентраций.  [21]

Дополнительные возможности этого метода заключаются в изменении способа и степени замещения воды органической жидкостью с учетом рН гидрогеля и его возраста. Указанный метод дает возможность получать адсорбенты, обладающие, наряду с большой адсорбционной емкостью, высокоразвитой удельной поверхностью.  [22]

Данные о скорости реакций кислот Льюиса с основаниями ограничены реакциями замещения воды основаниями во внутренней сфере ионов различных металлов.  [23]

Влияние адсорбции асфальтенов на остаточную водо - и нефтенасыщенность при капиллярном замещении воды нефтью и нефти водой.  [24]

Энтальпии комплексообразования в водных растворах являются небольшими изменениями теплосодержаний, сопровождающими замещение воды на другие лиганды.  [25]

Эти значения - АЯ являются теми небольшими изменениями теплот, которые сопровождают замещение воды другими лиган-дами.  [26]

Теоретические и экспериментальные исследования влияния величины и концентрации раствора в ней на процесс замещения воды газом в однородных пористых средах показывают, что со временем пенообразование уменьшается и полнота вытеснения снижается.  [27]

В предыдущем параграфе были изучены поверхностные свойства растворов ПАВ, оказывающие влияние на процесс замещения воды газом из пористой среды. Однако значительная часть характеристик растворов ПАВ и пен, образованных из их растворов, нельзя изучить путем прямых измерений. Большинство характеристик ПАВ и их пленок оказывают на устойчивость и движение пен, особенно в пористой среде, совокупное воздействие, интегральной оценкой которых может служить коэффициент замещения их растворов газом на моделях пластов.  [28]

Описанные выше эксперименты проводились при полном насыщении слоистой пористой среды растворами ПАВ ( или замещении воды растворимым газом), в связи с чем их результаты можно распространить на полностью насыщенную раствором ПАВ зону пласта. Для теории и практики ПХГ представляет основной интерес замещение воды газом при применении оторочек из растворов ПАВ.  [29]

Из рис. 3.4.1 видно, что в достаточно большом числе пор рассматриваемой части микромодели произошло замещение воды нефтью, т.е. после прохождения закачиваемой воды в эти поры попала нефть, что означает наличие в них разрыва вытесняемой фазы. Отметим, что эти ( выделенные на рис. 3.4.1, е) поры представляют собой несвязную хаотичную структуру, что подтверждает движение вытесняемой фазы как движение случайной системы дисперсных элементов.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Вытеснение нефти — Статьи — Горная энциклопедия

ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ из пласта (а. oil displacement from а seam; н. Erdolverdrangung aus dem Floz; ф. deplacement du petrole de la соuche; и. desplazamiento del petroleo de la capa) — замещение нефти, содержащейся в породе-коллекторе, другим агентом (водой, газом и др.). При промышленной разработке нефтяной залежи (месторождения) вытеснение нефти происходит за счёт перепада давления, обусловленного поддержанием на забое добывающих скважин давления ниже пластового (начального или текущего) и непрерывным или периодическим отбором притекающих из пласта флюидов (жидкостей и газа).

При вытеснении нефти за счёт расходования естественной пластовой энергии фильтрация нефти в скважину вызывается упругим расширением жидкости и скелета породы, выделением из нефти газа и увеличением его в объёме, а также вторжением законтурной воды в залежь. В крутопадающих пластах вытеснение нефти обусловливается действием сил гравитации, возможно в сочетании с расширением газовой шапки. Механизм вытеснения нефти существенно различается в зависимости от свойств системы нефть — вытесняющий агент — порода. Если вытесняющий агент имеет большую вязкость, чем нефть, то замещение последней происходит единовременно, при наличии очень узкой переходной зоны, в которой фильтруются и нефть и вода (поршневое вытеснение нефти). Если вязкость нефти больше, то на фронте вторгающегося в пласт вытесняющего агента замещается только часть нефти.

Для повышения эффективности вытеснение нефти из пластов — увеличения темпов отбора, полноты извлечения — в пласт искусственно вводят энергию путём нагнетания вытесняющих агентов. Практически на всех вводимых в разработку месторождениях предусматривается вытеснение нефти из продуктивных пластов путём нагнетания воды, как наиболее доступного и эффективного агента. С 60-х годов в качестве вытесняющих агентов используют также воду с различными химическими добавками, пар и др.

Темп отбора нефти из залежи определяется перепадом давления между линией нагнетания (нагнетательными скважинами) и зоной отбора нефти (добывающими скважинами), а также протяжённостью линии нагнетания. Увеличение этой линии достигается т.н. разрезанием нефтяной залежи на блоки или отдельные поля рядами нагнетательных скважин. Максимальный темп отбора может быть достигнут при площадном заводнении, когда вся продуктивная площадь залежи делится на элементы, в каждом из которых осуществляется нагнетание вытесняющей нефть воды. Полнота вытеснения нефти из пласта определяется действием капиллярных сил в системе нефть — вытесняющий агент — порода и структурными особенностями пустотного пространства; характеризуется коэффициент вытеснения — отношением извлечённой на поверхность нефти к её первоначальному количеству в единице объёма пласта.

www.mining-enc.ru

Силы, противодействующие вытеснению нефти из пласта

2.1. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи

Коэффициентом нефтеотдачи пласта принято называть разность между начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесенную к начальной.

В лабораторной практике обычно измеряется нефтеотдача за безводный и водный периоды. При вытеснении нефти водой из модели пласта поступает сначала чистая нефть, а затем нефть с водой. Нефтеотдача, достигнутая за эти периоды, называется соответственно «безводной» и «водной». Аналогичные периоды в принципе отмечаются и при эксплуатации нефтяных залежей с контурной водой. Поэтому делаются попытки оценить нефтеотдачу естественных пластов и отдельных их участков в безводный и водный периоды. По этим величинам можно судить об эффективности процесса разработки залежи. По одному из пластов коэффициент нефтеотдачи в безводный период составил около 0,6. При водном факторе, равном 3 (водный фактор — среднее количество извлекаемой воды, приходящейся на 1 т добываемой нефти), коэффициент нефтеотдачи увеличился еще на 0,25. Причем безводный период длился 16 лет, а водный более 25 лет.

Объемы добываемой нефти в безводный и водный периоды в различных геологических условиях не одинаковы. В пологих структурах с большими площадями контакта воды и нефти добыча нефти в водный период оказывается более значительной и длительной. Поэтому необходимо выделять нефтеотдачу в безводный и водный периоды эксплуатации залежей. Конечные же нефтеотдачи следует сравнивать с учетом водного фактора.

 

При современном уровне развития технологии и техники нефтедобычи физически возможный коэффициент нефтеотдачи значительно меньше единицы. Например, при разработке некоторых залежей на Биби-Эйбате за 25 лет эксплуатации коэффициент нефтеотдачи едва достигал 0,1. Даже в том случае, если сетка расположения скважин плотная, а водные факторы значительные, нефтеотдача редко достигает 0,7—0,8.

Нефтеотдача также зависит от вида используемой энергии. Наибольшая ее величина отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что связано обычно с большими запасами энергии краевых вод, которые могут быть даже неограниченными по сравнению с запасами энергии свободного газа, сжатого в газовой шапке и растворенного в нефти. Это объясняется также большей эффективностью промывки пор водой, так как соотношение вязкости нефти и воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Наконец, увеличению нефтеотдачи при вытеснении нефти водой может благоприятствовать физико-химическое взаимодействие воды с породой и нефтью. Вода обладает лучшей отмывающей и вытесняющей способностью, чем газ.

Некоторые исследователи считают, что в большинстве залежей с активным напором воды суммарная нефтеотдача не превышает 60% к тому моменту, когда дальнейшая эксплуатация скважин стано­вится экономически нецелесообразной.

Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся из рас­твора, ниже эффективности при любом другом источнике пластовой энергии. В таких условиях нефтеотдача составляет 8—30%, а в боль­шинстве случаев 15—20%. Это объясняется ограниченным объемом газа, который имеется в пласте, и малым соотношением вязкости газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа в скважины вследствие его большой подвижности. Газ, кроме того, является фазой, не смачивающей породы пласта, что способствует увеличению количества остаточной нефти.

Значительно эффективнее проявляется энергия газа из газовой шапки. В процессе расширения газа нефть перемещается к забою и первоначально происходит эффективное поршневое вытеснение нефти из пласта при сравнительно небольшой его газонасыщенности. Поэтому в зависимости от строения залежи наблюдаются высокие пре­делы нефтеотдачи в месторождениях с газовой шапкой (0,6—0,7). Однако при большой неоднородности пластов коэффициент нефте­отдачи не превышает 30%. Снижение эффективности расширения газовой шапки при этом обусловлено в основном несмачиваемостью твердой фазы газом и малой вязкостью его, что приводит к прорыву газа к скважинам через крупные каналы и более проницаемые зоны пласта.

Значительное влияние на нефтеотдачу залежей с газовой шапкой оказывает, по-видимому, угол наклона пластов. При крутых углах падения условия гравитационного отделения газа от нефти улуч­шаются и эффективность вытеснения нефти газом повышается.

Низкая нефтеотдача естественных коллекторов объясняется микро- и макронеоднородным характером их строения.

Если бы пористая среда пласта представляла собой систему тру­бок или каналов, не сообщающихся между собой, то при вытеснении нефти водой и газом газовой шапки практически можно было бы до­стигнуть полной нефтеотдачи. Микронеоднородный и крайне сложный характер строения порового пространства — причина прорыва вод и газа по отдельным каналам и образования водонефтегазовых смесей в пористой среде. Совместное же движение различных несмешивающихся фаз в пласте представляет собой сложный процесс, в котором капиллярные силы проявляются во много раз больше, чем при «порш­невом» вытеснении нефти водой.

Известно, что вытеснение взаимно растворимых жидкостей (т. е. при отсутствии менисков), характеризуется высокими коэффициен­тами нефтеотдачи, близкими к 95—100%.

Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды способ­ствует уменьшению нефтеотдачи. По результатам исследований с ростом вязкости нефти сильнее проявляются различные местные неоднородности физических свойств пород, способствующие возник­новению небольших, но многочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо ею промываемых.

В природных условиях, кроме пленочной и капиллярно удержан­ной нефти, значительные ее количества могут оставаться в обойден­ных и плохо промытых водой участках, а также в изолированных линзах, тупиках и у местных непроницаемых экранов и перемычек.

Остаточная нефть этого вида весьма распространена. Доказа­тельством служат многочисленные случаи притока чистой нефти в скважины, пробуренные позади водо-нефтяного контакта в промы­той части пласта. По этой же причине перераспределение и увеличе­ние отбора жидкости из пласта иногда приводят в обводненных зале­жах к повторному увеличению притока нефти к скважинам.

Если бы пласты были макрооднородными, нефтеотдача их была бы весьма значительной (70—80%). Небольшие значения коэффициен­тов нефтеотдачи естественных коллекторов свидетельствуют о значи­тельном количестве нефти, остающейся в пласте в виде мелких и больших ее целиков вследствие неоднородности строения пород и пластов.

Как уже упоминалось, наиболее эффективным является водона­порный режим и поэтому для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежей нефти следует стремиться (где это экономически целесообразно) к сохранению естественного или к воспроизведению искусственного режима вытеснения нефти водой. При этом, однако, возникают свои проблемы улучшения технологии заводнения зале­жей, так как и при водонапорном режиме нефтеотдача редко превы­шает 50—60% от начальных запасов. Технология заводнения может быть улучшена выбором таких параметров процесса, поддающихся регулировке, которые обеспечивают наилучшие условия вытеснения нефти водой. При заводнении залежей мы можем изменять режим (скорость) закачки воды в пласт, поверхностное натяжение ее на гра­нице с нефтью и смачивающие свойства (обработкой воды специаль­ными веществами), вязкость и температуру. Но необходимо предвари­тельно определить скорость вытеснения нефти (или депрессию давле­ния в пласте), обеспечивающую наибольшую нефтеотдачу, и значения упомянутых выше регулируемых свойств воды, при которых можно получить наибольшую эффективность вытеснения из пласта нефти. По всем этим вопросам в нефтепромысловой литературе опубликованы результаты большого числа лабораторных и промысловых опытов, проведенных различными исследователями. Результаты были проти­воречивыми. В одних случаях, например, нефтеотдача увеличивается с уменьшением поверхностного натяжения от и величины a cos 0 (0 — угол избирательного смачивания), в других же эта закономер­ность оказалась более сложной — нефть лучше вытеснялась водой, имеющей повышенное поверхностное натяжение, из гидрофильных пористых сред, тогда как низкое поверхностное натяжение оказы­валось более эффективным в гидрофобных пластах.

Изучению влияния на нефтеотдачу скорости вытеснения нефти водой из пористой среды также посвящено значительное число работ отечественных и зарубежных авторов. Часть исследователей считает, что максимальную нефтеотдачу можно получить при небольших скоростях продвижения водо-нефтяного контакта. Другая часть авто­ров полагает, что наибольшая нефтеотдача наблюдается при повы­шенных скоростях вытеснения. Третья часть исследователей пришла к выводу, что конечная нефтеотдача не зависит от скорости вытесне­ния нефти водой.

По результатам, полученным многими исследователями, полная нефтеотдача не зависит от соотношения вязкости нефти и воды, если профильтровать через породу достаточно большие количества воды. Это также оспаривается другими исследователями.

Из сказанного следует, что по важнейшим вопросам физики и физикохимии вытеснения нефти из пористых сред нет единого мнения. Основная причина этого заключается в том, что свойства нефтесодер­жащих пластов и насыщающих их жидкостей характеризуются боль­шим разнообразием. И каждый из упомянутых выше выводов, по-видимому, справедлив, но только для тех условий вытеснения нефти водой, при которых он был получен.

Рассмотренная выше общая схема вытеснения недостаточно осве­щает процессы, происходящие в пористой среде при замещении нефти водой или газом. Например, если не учитывать количественных показателей, то схема вытеснения нефти водами различного состава из пластов даже с неодинаковыми физическими свойствами остается той же самой. Во всяком случае нельзя будет получить ответ на вопрос, почему различные воды вытесняют при всех прочих равных условиях неодинаковое количество нефти из породы. Точно также одной общей схемы вытеснения недостаточно для решения многих других вопросов промысловой практики как, например, выбор ре­жима нагнетания воды в залежь при ее разрезании, в результате чего обеспечивается наибольшая нефтеотдача, каковы при этом должны быть свойства нагнетаемой воды и как они должны быть связаны со свойствами пластовой системы и т. д.

Выяснить все эти вопросы чрезвычайно важно — при этом откры­лись бы научно обоснованные пути значительного повышения нефте­отдачи пластов за счет правильного подбора качества вод и наиболее эффективного режима вытеснения нефти. Действительно, по резуль­татам многочисленных лабораторных исследований разница в вели­чине нефтеотдачи породы в процессе вытеснения одной и той же нефти водами различного состава с большим диапазоном скоростей продви­жения водо-нефтяного контакта изменяется в пределах от 0 до 10— 15%, а иногда и более.

Многие исследователи считают, что разница в величине нефте­отдачи при вытеснении нефти из одной и той же породы водами раз­личного состава возникает вследствие неодинакового характере тече­ния и интенсивности капиллярных процессов в пласте.

2.2. Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред

Поровое пространство нефтесодержащих пород представляет собой огромное скопление капиллярных каналов, в которых дви­жутся несмешивеющиеся жидкости, образующие мениски на разде­лах фаз. Поэтому капиллярные силы влияют на процессы вытесне­ния нефти.

Позади водо-нефтяного контакта мениски создают многочисленные эффекты Жамена и препятствуют вытесне­нию нефти. Если среда гидрофильна, в области водо­нефтяного контакта давление, развиваемое менисками, способствует возникновению процессов капиллярного пропитывания и перераспре­деления жидкостей. Это связано с неоднородностью пор по размерам. Капиллярное давление, развиваемое в каналах небольшого сечения, больше, чем в крупных порах. В результате этого на водо-нефтяном контакте возникают процессы противоточной капиллярной про­питки — вода по мелким порам проникает в нефтяную часть пласта, по крупным порам нефть вытесняется в водоносную часть. Интенсив­ность этого процесса зависит от свойств пластовой системы, а также от соотношения внешних и капиллярных сил. Когда внешние силы велики (т. е. когда перепад давления в пласте, под действием кото­рого нефть вытесняется водой, достаточно высокий), фронт может передвигаться настолько быстро, что вследствие гистерезисных явле­ний в гидрофильном в статических условиях пласте, наступающие углы смачивания становятся близкими или больше 90°. При этом процессы капиллярного впитывания на фронте вытеснения затухают или исчезают совсем. Однако в большинстве случаев (при закачке поверхностных пресных вод в пласт) эти процессы на фронте вытес­нения нефти водой проявляются в той или иной степени, так как реальные скорости продвижения водо-нефтяного контакта редко превышают 1—2 м в сутки.

Кроме упомянутых форм проявления, капиллярные силы влияют на процессы диспергирования и коалесценции нефти и воды в пори­стой среде, на строение тонких слоев воды (подкладок) между твер­дым телом и углеводородной жидкостью и т. д. Следует отметить, что интенсивность проявления упомянутых капиллярных процессов зависит в той или иной степени от величины капиллярного давления, развиваемого менисками на границах раздела. И поэтому необходимо прежде всего установить, какие воды лучше вытесняют нефть из пласта: развивающие высокое капиллярное давление на границе с нефтью в пористой среде или слабое. Иначе говоря, необходимо решить, какие воды следует выбирать для заводнения залежей: интенсивно впитывающиеся в нефтяную часть залежи под действием капиллярных сил или слабо проникающие в пласт. Целесообразность такой постановки вопроса вытекает также из уже упоминавшегося предположения, что различную нефтеотдачу одной и той же пористой среды при вытеснении нефти водами различного состава получают вследствие неодинакового характера течения и интенсивности капил­лярных процессов в зонах водо-нефтяного контакта и вымывания нефти водой. Действительно, изменяя качества нагнетаемых в залежь вод, мы воздействуем на величину их поверхностного натяжения на границе с нефтью, смачивающие характеристики, а также вязкост­ные свойства. Это означает, что как бы ни менялись упомянутые свойства воды, мы воздействуем при этом прежде всего на комплекс­ный параметр — капиллярные свойства пластовой системы (на вели­чину и знак капиллярных давлений рк = 2σcosθ/г, развиваемых менисками в пористой среде, на направление течения процессов ка­пиллярной пропитки и интенсивность капиллярного перераспре­деления жидкостей в пористой среде под действием капилляр­ных сил).

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 смачивается водой).

Различные исследователи пришли к выводу, что роль капилляр­ных процессов на водо-нефтяном контакте в зависимости от геоме­трии потока и строения пород проявляется по-разному.

Из результатов опытов многих исследователей, проводивших эксперименты с гидрофильными средами, следует, что капиллярные силы в определенных условиях могут благоприятствовать вытеснению нефти водой из пластов. В лабораторных условиях, например, опре­делили, что если «пласт» сложен однородными пропластками различ­ной проницаемости, то капиллярные процессы пропитывания способ­ствуют увеличению нефтеотдачи пластов в безводный период. Фронт воды (рис. 2) быстрее продвигается по более проницаемому пласту 2. При этом вода под действием капиллярных сил и вертикаль­ного градиента давлений проникает в малопроницаемый пласт, вытесняя часть нефти из него, что способствует увеличению нефте­отдачи пласта по крайней мере в безводный период.

Многочисленные лабораторные и промысловые наблюдения под­тверждают возможность использования эффекта впитывания воды в нефтенасыщенные блоки для существенного увеличения извлека­емых запасов нефти из трещиновато-пористых 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 диаметром 6—7 см за 25—30 дней. С увеличением объема образцов темп и эффек­тивность извлечения нефти значительно уменьшаются.

Рисунок 2. Схема проявления процессов капиллярного пропитывания при вытесне­нии нефти водой из двухслойного гид­рофильного пласта, сложенного двумя однородными пропластками различной проницаемости.

1,2 — прослойки соответственно малой и высо­кой проницаемости; 3 — зона капиллярного про­никновения воды в нефтенасыщенную часть пла­ста.

 

Многие исследователи счи­тают, что во всех случаях воды с высокими значениями величин σcosθ, 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 величину нефтеотдачи 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 фактических данпых результаты опытов, полученные на однородных пористых средах, двух- и многослойных моделях пластов, состоящих из однородных пропластков различной проницаемости, нельзя полностью перено­сить на природные пласты.

Естественные отложения, по-видимому, обладают дополнитель­ными специфическими особенностями, значительно изменяющими характер проявления капиллярных сил. Одной из таких особенностей естественных пластов может быть 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 по вертикали. В результате местной неоднородности пород возникает 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 водо-нефтяные 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 сплошным фронтом вследствие неоднородности размера пор и сравни­тельно небольшого давления, развиваемого менисками в средних п 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 сплошности нефтяной фазы.

В результате, как показывают данные опытов, из нефтенасыщен­ных образцов при погружении их в воду вытесняется не более 30— 40% (редко 50% и больше) 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 водой в пла­стах, обладающих неоднородностью по площади и по вертикали, 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 величину капиллярных сил так же, как и многие другие задачи физики вытеснения, 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 водо-нефтяных 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.

 

Эффект Жамена

Эффект Жамена – это возникновение в пористой среде дополнительного противодавления вследствие того, что поровый канал представляет собой структуру капилляров переменного радиуса и формы. Неравенство радиусов кривизны менисков создает те дополнительные силы, которые проталкивают газожидкостную смесь в поровом объеме.

По результатам наблюдения за движением воды и нефти в пористой среде видим, что в области водо-нефтяного контакта вместо раздельного фронтового движения образуется смесь воды и нефти. Жидкости в капиллярных каналах разбиваются на столбики и шарики, которые на время закупоривают поры пласта вследствие проявления капиллярных сил. Подобное образование смеси наблюдалось и в единичных капиллярах.

Чтобы представить механизм проявления капиллярных сил при движении водонефтяной смеси, остающейся позади водо-нефтяного контакта, рассмотрим условия движения столбика воды в цилиндри­ческом капилляре, заполненном и смоченном водой (рис. 3).

Рисунок 3. Схема деформации капли в капилляре.

Под действием капиллярных сил столбик воды будет стремиться принять шарообразную форму, оказывая при этом давление р на пленку нефти между стенками капилляра и столбиком воды:

где σ — поверхностное натяжение на границе нефть — вода;

R — радиус сферической поверхности столбика воды;

r — радиус ее цилиндрической поверхности.

Под действием давления, развиваемого менисками, происходит отток жидкости из слоя, отделяющего столбик воды от стенок капил­ляра, продолжающийся до тех пор, пока пленка не достигнет равно­весного состояния. Эти пленки обладают, по-видимому, аномальными свойствами, в частности повышенной вязкостью, и поэтому они неподвижны. Следовательно, с началом движения столбика воды в капилляре возникает сила трения, обусловливаемая давлением воды на стенки капилляра. Кроме того, прежде чем столбик воды сдви­нется с места, мениски на границах фаз деформируются и займут положение, изображенное на рис. 3 пунктирными линиями. При этом капиллярное давление, создаваемое менисками, станет равным соответственно для левого и правого менисков:

Разность этих давлений будет создавать силу, противодейству­ющую внешнему перепаду давлений (р1 — р2):

Учитывая, что

получим

Описанное явление, сопровождающееся возникновением дополни­тельных сопротивлений при движении пузырьков газа и несмешивающихся жидкостей в капиллярных каналах, впервые исследовано Жаменом и названо его именем. Многочисленные эффекты Жамена возникают также при движении газоводонефтяных смесей в пористой среде. Величина дополнительного сопротивления и капиллярного давления для единичных столбиков может быть и невелика. Но в по­ристой среде столбики и четки образуются в больших количествах и на преодоление капиллярных сил затрачивается значительная часть пластовой энергии. Капиллярные силы способствуют уменьшению проницаемости фаз.

В пористой среде водонефтяная смесь движется в капиллярах переменного сечения, при этом происходит деформация капель и четок. При переходе глобул и шариков нефти, воды или газа из широкой части канала в суженную вследствие неравенства радиусов кривизны менисков возникает противодавление

где R1 и R2 — радиусы кривизны менисков глобул в суженной и расширенной части канала.

Водонефтяные смеси могут образовываться на протяжении десят­ков и сотен метров. Если бы эффект Жамена проявлялся в пласте так же интенсивно, как и в цилиндрических капиллярах, движение жидкостей в пористой среде было бы затруднено. По-видимому, эффект Жамена в пласте в значительной степени ослабляется вслед­ствие сжимаемости газовых пузырьков и упругости жидкости и пород пласта. При этом происходит сдвиг не сразу всей массы смеси, а отдельных ее участков. Кроме того, в каналах неправильной формы жидкости могут иметь обходные пути между стенками каналов ипузырьками воды или газа.

 

Список использованной литературы

1. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. – М.: Недра, 1971.

2. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. – М.: Недра, 1977

Похожие статьи:

poznayka.org