Вязкостная неустойчивость
Cтраница 2
Одна из главных проблем в рассматриваемых процессах - гравитационная и вязкостная неустойчивость, возникающая при вытеснении нефти значительно более легкими маловязкими газами. [16]
В макрооднородном пласте неблагоприятное отношение подвижностей приводит к вязкостной неустойчивости фронта вытеснения, что вызывает уменьшение коэффициента вытеснения. В макронеоднородных пластах по мере внедрения воды в тот или иной пропласток скорость ее продвижения при неблагоприятном отношении подвижностей возрастает с увеличением расстояния, на которое вода вторглась в данный пропласток. Это приводит к резко неоднородному профилю вытеснения. [17]
Поскольку при первоначальном проектировании особенности разработки, связанные с проявлением вязкостной неустойчивости и неньютоновского характера нефти, не были в достаточной мере изучены и не учитывались, фактический ход разработки существенно отличался в худшую сторону от проектных показателей. [18]
 |
Влияние отношения исходных объемов нефтяной и газовой зон на газовый фактор. [19] |
По этой причине, а также из-за непостоянства Ар проявления вязкостной неустойчивости осложнялись побочными эффектами, оценить количественно которые было невозможно. [20]
Растворение углекислоты в нефти и воде снижает отрицательный эффект в вязкостной неустойчивости при перемещении ВНК. Поэтому предпочтительным к внедрению является метод чередующейся закачки углекислоты и воды. Метод апробирован на Александровской площади Туймазинского месторождения с обнадеживающими положительными результатами. [21]
Эти требования обусловлены необходимостью препятствовать разрушению оторочки вследствие неоднородности, вязкостной неустойчивости и гравитационной сегрегации. [22]
Растворение углекислоты в нефти и воде снижает отрицательный эффект в вязкостной неустойчивости при перемещении ВНК. Поэтому предпочтительным к внедрению является метод чередующейся закачки углекислоты и воды. Метод апробирован на Александровской площади Туймазинского месторождения с обнадеживающими положительными результатами. [23]
С целью недопущения прорывов закачиваемой воды при создании фронта нагнетания из-за вязкостной неустойчивости рекомендуется переменная концентрация полимерного раствора в процессе закачки суспензии. Одновременно с переменной концентрацией полимерного раствора рекомендуется последовательное увеличение диаметра частиц резиновой крошки с целью достижения максимально возможного увеличения охвата воздействия остаточных запасов нефти. По данной технологии работ обработке подвергаются все добывающие и нагнетательные скважины участка воздействия. [24]
На месторождениях с повышенной и высокой вязкостью нефти в пластовых условиях из-за так называемого явления вязкостной неустойчивости происходят опережающие, преждевременные прорывы воды к забоям добывающих скважин. При этом остаются ( создаются) большие невыработанные нефтенасыщенные зоны. Применение циклического заводнения в этих условиях дает большой эффект. [25]
Снижение эффективности процента вытеснения может быть объяснено ускоренным прорывом воды по высокопроницаемым каналам, усугубляемым вязкостной неустойчивостью пластовой нефти. [26]
Один из перспективных методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях с нефтями повышенной вязкости состоит в уменьшении влияния вязкостной неустойчивости путем снижения подвижности - вытесняющей нефть воды. [27]
Сформулированное представление о многофазной фильтрации в пористой среде имеет следующие принципиальные отличия от существовавших: явление вязкостной неустойчивости [10] не есть следствие только больших отношений вязкостен вытесняемой и вытесняющей фаз или микронеоднородности даже макронеодно-родного пласта, а есть визуальное проявление макродиспергирования вытесняемой фазы, которая движется поэлементно в виде системы элементов разного размера, что позволяет вытесняющей фазе проникать между элементами вытесняемой. [28]
Сформулированное представление о многофазной фильтрации в пористой среде имеет следующие принципиальные отличия от существовавших: явление вязкостной неустойчивости не есть следствие больших отношений вязкостей вытесняемой и вытесняющей фаз или микронеоднородности даже макронеодно-родного пласта, а есть визуальное проявление явления образования гидродинамически самостоятельных элементов вытесняемой фазы, которая движется поэлементно в виде вероятностной системы элементов разного размера, что позволяет вытесняющей фазе проникать между элементами вытесняемой. Насыщенность как доля одной из фаз в элементе объема не является полной характеристикой состояния процесса многофазной фильтрации. Параметры вероятностной системы ( количество и распределение элементов по размерам) поэлементного движения вытесняемой фазы определяются не только пористой средой, но и условиями вытеснения. Во всех зонах пласта - и перед резким изменением насыщенности, и за ним - могут двигаться как вытесняемая, так и вытесняющая фазы. [29]
Неустойчивое движение водо-нефтяного контакта по высокопроницаемому пласту при малых отношениях вязкостен нефти и воды нельзя объяснять вязкостной неустойчивостью, так как получить неустойчивое движение фронта вытеснения при ( iH / f B 2 на однородной модели не удается даже при малых скоростях фильтрации. Одной из причин неустойчивого движения воды по пласту В являются перетоки нефти из пласта М в пласт В через окна слияния. Такие перетоки происходят с самого начала процесса вытеснения и, по-видимому, во всех окнах слияния. Однако интенсивность их в пределах различных окон может быть различной. Происходит искривление фронта и образование языков воды, движущихся далее по пласту В. Другим обстоятельством, способствующим развитию неустойчивости в пласте В, являются перетоки воды в пласт М при прохождении фронтом окон слияния. Таким образом, на режиме вытеснения Пх; Попт перетоки нефти и воды, существующие между пластами, создают неблагоприятные условия для движения водо-нефтяного контакта по высокопроницаемому пласту. [30]
Страницы: 1 2 3 4