Коэффициент - нефтевытеснение
Cтраница 2
Анализ таблицы показывает, что при капиллярной пропитке нефтенасыщенных песчаных образцов водой коэффициент нефтевытеснения ( Квыт) незначителен и составил в среднем 7 2 %, изменяясь от 4 7 до 14 9 % от начальной нефтенасыщен-ности. Количество капиллярно-вытесненной нефти увеличивается при пропитке образцов растворами продукта. Объем вытесненной нефти возрастает с увеличением содержания моно-карбоновых кислот в растворе. [16]
Прирост нефтеотдачи при тепловых методах добычи нефти связан не только с ростом коэффициента нефтевытеснения, но и с ростом коэффициента охвата пласта вытеснением. Увеличение охвата пласта вытеснением достигается за счет теплопроводного прогрева слабоохваченных вытеснением слоев ( участков) пласта и более интенсивного вовлечения их в разработку. [17]
Интересно отметить, что при вытеснении нефти паром из пористой среды без связанной воды коэффициент нефтевытеснения оказывается меньше, чем при наличии связанной воды. Это, по-видимому, указывает на немаловажную роль испарения пленки связанной воды в механизме нефтеотдачи при вытеснении нефти паром. [18]
Известно, что в самых благоприятных условиях, после завершения заводнения в нефтяных пластах коэффициент нефтевытеснения приближается к 70 - 75 % Остаточная нефть удерживается капиллярными силами, обусловленным межфазным поверхностным натяжением на границе раздела вода - нефть, смачиваемостью и структурой пористой среды. [19]
 |
Динамика капиллярной пропитки водой нефтенасыщенных кернов при циклическом включении поля упругих колебаний. [20] |
Результаты данной серии экспериментов представлены на рис. 3.2.2 и 3.2.3 в виде кривых изменения коэффициента нефтевытеснения во времени процесса самопроизвольного пропитывания нефтенасыщенных кернов водой. [21]
Данные этой таблицы показывают, что нефти, формирующие граничные слои большей толщины, дают меньшее значение коэффициента нефтевытеснения. [22]
Дальнейшее вытеснение остаточной нефти растворами ПАА, содержащими большую концентрацию АФ-12 ( 5 %) до равновесной концентрации, не приводит к увеличению прироста коэффициента нефтевытеснения. Равновесная и остаточная сорбция ПАА составляют 0 07 и 0 05 мг / г, а АФ-12 - 7 05 и 1 06 мг / г. Такое резкое улучшение ROCT при неизменной остаточной адсорбции ПАА и АФ-12 является следствием отмеченного выше снижения фазовой проницаемости гидрофилизированной породы с остаточной нефтенасыщенностью под действием раствора АФ-12 повышенной концентрации. [23]
Следует также отметить, что пресные воды являются не лучшим нефтевытесняющим агентом по сравнению с другими типами вод. Так, при вытеснении нефти пресной водой коэффициент нефтевытеснения на 5 - 8 % ниже по сравнению с минерализованными пластовыми или сточными водами. В настоящее время нефтедобывающая промышленность тратит огромные средства на борьбу с солеотло-жениями. В то же время вполне достаточно применить минерализованные пластовые и сточные воды, близкие по своему химическому составу к пластовым водам нефтяных месторождений, не допуская закачки пресных вод, и проблема отложения неорганических солей была бы снята. [24]
 |
Изменение объема сырой нефти месторождения Западного Техаса, насыщенной С02, в зависимости от давления при г51 7 С. [25] |
Использование оторочки жидкого СО 2, проталкиваемого по керну карбонизированной водой при давлении более 63 кГ / см2 и температуре свыше 37 8 С, увеличивает коэффициент нефтевытеснения на 50 - 150 % по сравнению с вытеснением нефти водой или за счет энергии растворенного в ней газа. [26]
Рассмотренные технологии заводнения, основанные на сочетании воздействия на пласт системами полимер - НПАВ, отвечают основным требованиям методов повышения нефтеотдачи и направлены как на увеличение коэффициента нефтевытеснения, так и на охват пластов заводнением. [27]
Таким образом, применение гелеобразующей композиции на основе хлорида алюминия и щелочных реагентов приводит к перераспределению потоков в продуктивном пласте и росту дебита нефти, вследствие увеличения охвата пласта воздействием и повышения коэффициента нефтевытеснения. [28]
Как следует из приведенных данных, скорости и коэффициенты вытеснения нефти при использовании дистиллерных жидкостей значительно превышают значение этих величин для подрусловых вод. Конечные коэффициенты нефтевытеснения для дистиллерных жидкостей на 6 - 7 % выше, чем для подрусловых вод. Величины коэффициентов нефтевытеснения для дистиллерных жидкостей, подготовленных различным способом, оказываются практически одинаковыми и приближаются к значениям этих величин для нефти при вытеснении ее пластовыми водами, соответствующих продуктивных горизонтов. [30]
Страницы: 1 2 3 4