Коэффициент - нефтевытеснение
Cтраница 3
Первая группа методов основана в основном на изменении соотношения подвижностей нефти и вытесняющей ее воды, в результате чего увеличивается коэффициент охвата пласта заводнением. При этом коэффициент нефтевытеснения повышается незначительно. Применение этих методов должно давать наибольший эффект в ранней стадии разработки месторождений, а также на тех месторождениях, где при высокой обводненности наблюдается низкая нефтеотдача. [31]
Первая группа методов основана в основном на изменении соотношения подвижностей нефти и вытесняющей ее воды, в результате чего увеличивается коэффициент охвата пласта заводнением. При этом коэффициент нефтевытеснения повышается незначительно. Применение этих методов должно давать наибольший эффект в ранней стадии разработки месторождений, а также на тех месторождениях, где при высокой обводненности наблюдается низкая нефтеотдача. [32]
Основные закономерности влияния ПДС на нефтевытеснение, выявленные на моделях № 2 - 8, наблюдаются и в условиях неполного обводнения пластов. При этом прирост коэффициента нефтевытеснения, определяемый по формуле (3.6), увеличивается с ростом их неоднородности. [33]
Основные закономерности влияния ОКОН на нефтевытеснение, выявленные на модели пласта, наблюдаются и в условиях неполного обводнения пластов. При этом прирост коэффициента нефтевытеснения увеличивается с ростом их неоднородности. [34]
Коэффициент нефтевытеснения характеризует эффективность вытеснения нефти водой в зоне, промываемой водой. Факторами, влияющими на коэффициент нефтевытеснения, являются соотношение вязкостей нефти и воды, неоднородность пористой среды и избирательная смачиваемость. [35]
Наибольшую эффективность в условиях проведения экспериментов показала композиция, содержащая реагент Экстракт-700 в чистом виде. В этом случае достигнут существенный прирост коэффициента нефтевытеснения - 27 7 % и установлено максимальное выравнивание скоростей фильтрации жидкости в колонках модели пласта. [36]
Так, выше было рассмотрено влияние размеров оторочки раствора на коэффициент нефтевытеснения. D ( см. рис. 81 а) определяется размерами и подвижностью оторочки буферной жидкости, следовательно, эти размеры также могут влиять на эффективность процесса. [37]
МР размером около 5 % от по-рового объема вытесняет практически всю нефть из однородной пористой среды. Меньшие по размеру оторочки удерживаются в пласте, при этом коэффициент нефтевытеснения снижается. Таким образом, математическая модель мицеллярно-полимер-ного заводнения, основанная на применении уравнений механики многофазной многокомпонентной фильтрации в пористой среде, дает возможность удовлетворительно описать главные особенности процесса. Данная модель в одномерном варианте может быть использована для анализа лабораторных экспериментов, а затем в двумерном и трехмерном вариантах - для анализа процесса и его оптимизации в промышленных условиях. Следует иметь в виду, что именно в экспериментах в лабораторных условиях на сравнительно малых длинах ( L - 0 1 - 1 0 м), когда времена процесса малы ( t - 0 1 - 1 0 ч), могут сказаться эффекты неравновесности перехода неподвижных фаз в подвижные. [39]
Как видно из данных табл. 2, ПЭ способен повысить коэффициент нефтевытеснения на 3 6 %, а дисперсия АФ-6 на 1 7 %, причем в последнем случае наблюдали затухание фильтрации через модель пласта. Полученные результаты показывают, что отдельное использование RH или дисперсии НПАВ неэффективно. [40]
 |
Зависимости физико-химических свойств реагента СНПХ-9101 от температуры и. [41] |
Все перечисленные явления приводят к глубокой обработке призабойных зон пласта с увеличением охвата пласта заводнением, причем охват заводнением может быть увеличен при применении метода как на начальной, так и на поздней стадии разработки месторождения. Полученные ПАВ, разбавляясь водой при фильтрации в пласте, увеличивают также и коэффициент нефтевытеснения. [42]
Так, при указанных концентрациях она составляет соответственно 1 8, 2 5 и 7 0 мПа - с. При этом, как следует из табл. 3, соответственно возрастают конечные значения коэффициентов нефтевытеснения, равновесные и остаточные значения перепадов давления и сорбции реагента. Так, конечные значения коэффициентов нефтевытеснения соответственно составляют 0 88, 0 92; 0 92; абсолютный прирост вытеснения нефти - 20 0, 24 0 и 24 0 %; значения перепадов давления соответственно составляют 0 29 и 0 05; 0 34 и 0 10; 0 40 и 0 14 МПа ( выше по сравнению с водой в 16 1 и 2 8; 18 9 и 5 6; 22 2 и 7 8 раза); равновесные и остаточные значения сорбции соответственно составляют 3 0 и 1 5; 5 8 и 3 2; 7 8 и 5 0 мг / г нефтенасыщенной породы. В результате образования дисперсии происходит снижение фазовой проницаемости породы после вытеснения указанными растворами по сравнению с исходной водой соответственно в 2 8, 5 6 и 7 8 раза, что способствует повышению охвата. [43]
 |
Изменение объема сырой нефти месторождения Западного Техаса, насыщенной С02, в зависимости от давления при г51 7 С. [44] |
При снижении давления в образце, после того как вытеснение нефти СО2 и карбонизированной водой полностью закончено, извлекается дополнительно 6 - 15 % нефти от первоначального содержания ее в образце. Если для проталкивания оторочки С02 применяют карбонизированную воду, то в период последующего снижения давления коэффициент нефтевытеснения оказывается больше, чем при проталкивании оторочки водой без газа. Содержание в оторочке небольшого количества С02 ( до 15 об. %) или высокая газонасыщенность пород не снижают эффективность процесса вытеснения нефти С02 и карбонизированной водой. [45]
Страницы: 1 2 3 4