Вязкостная неустойчивость

Cтраница 4

Вследствие образования целиков снижается площадь охвата воздействием части пласта, что приводит к дополнительным потерям нефти в недрах. В зонах движения воды нефть вытесняется из-за вязкостной неустойчивости неравномерно, с образованием языков обводнения, что снижает показатели разработки. [46]

Заводнение с использованием полимера на месторождениях с вязкостью нефти более 50 сП желательно проводить в относительно однородных пластах. В этом случае эффект достигается за счет подавления вязкостной неустойчивости высоковязким вытесняющим агентом. [47]

Заводнение с использованием полимера на месторождениях с вязкостью нефти более 50 0 мПа - с желательно проводить в относительно однородных пластах. В этом случае эффект достигается за счет подавления вязкостной неустойчивости высоковязким вытесняющим агентом, но при этом повышается расход реагента. [48]

Движение ганглей нефти через узкие отверстия пор. [49]

Движущаяся зона слившихся капель нефти сливается с все большим числом нефтяных ганглий, и происходит дальнейшее вытеснение остатка нефти по шнурковым каналам в направлении эксплуатационных скважин. Для получения гидродинамически стабильной системы ( для предотвращения вязкостной неустойчивости) необходимо, чтобы вслед за мицеллярным раствором двигался раствор полимера с управляемой подвижностью. [50]

Более детальный анализ промысловых данных [76, 86, 90] показывает, что вода в таких случаях перемещается к эксплуатационным скважинам неравномерным фронтом, а в виде узких языков по отдельным высокопроницаемым пропласткам. Таким образом, проявление структурно-механических свойств нефти приводит к вязкостной неустойчивости и неполному охвату пластов по мощности. [51]

Анализ промысловых данных показывает, что вода в этих случаях перемещается к эксплуатационным скважинам не равномерным фронтом, а в виде узких языков по отдельным высокопроницаемым пропласткам. Таким образом, проявление структурно-механических свойств нефти приводит к вязкостной неустойчивости и к неполному охвату неоднородных пластов разработкой по толщине. [52]

Рассмотренные ранее примеры касались разработки месторождений высоковязкой нефти с терригенными коллекторами. Опыт разработки Яйушкинского месторождения [6] Куйбышевской области показывает, что вязкостная неустойчивость вытеснения проявляется и в карбонатных коллекторах, хотя общий механизм нефтеотдачи в них имеет свои особенности. [53]

Па-с и выше, однако этот процесс эффективен в однородных коллекторах. При этом основной эффект от применения полимеров проявляется в подавлении вязкостной неустойчивости. Проницаемость песчаных пластов, для которых рекомендуется этот метод, должна быть не менее 0 1 мкм2, хотя известны случаи его успешного применения и в слаботрещиноватых карбонатных пластах. При очень высокой проницаемости для контроля за подвижностью требуются значительные концентрации раствора. [54]

Наиболее благоприятными для закачки оторочек растворителя являются месторождения с маловязкими ( до 5 мПа - с) нефтями, сравнительно однородными и низкопроницаемыми коллекторами и относительно небольшой толщиной пластов. Эти требования обусловлены необходимостью препятствовать разрушению оторочки вследствие неоднородности, вязкостной неустойчивости и гравитационной сегрегации. [55]

Иное положение создается при истощении оторочек на газонапорном режиме. В этом случае основным фактором, влияющим на нефтеотдачу, является вязкостная неустойчивость вытеснения нефти газом. Это явление в естественных залежах усугубляется неоднородностью пластов. [56]

Первоначально растворы полимеров ( 0 05 %) предназначались для снижения вязкостной неустойчивости фронта вытеснения при эксплуатации залежей с повышенной вязкостью нефти. [57]

Страницы: 1 2 3 4