Нефтевытеснение

Cтраница 1

Динамика коэффициента вытеснения при капиллярной пропитке нефтенасыщенного образца в нейтрализованном растворе реагента. 1 - нейтрализованный раствор реагента с исходной кислотностью 30 %. 2 - пресная вода. [1]

Дополнительное нефтевытеснение ( рис. 4.3) за счет применения раствора реагента ( по сравнению с показателями при использовании воды), содержащего 20 % кислот, в среднем равно 20 % от начальной нефтенасыщенности, при применении раствора с содержанием кислот 40 и 60 % - в среднем 25 8 и 32 9 % соответственно. [2]

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. [3]

Коэффициенты нефтевытеснения композиционной системы, состоящей из НПАВ и каустической соды, достигают 16 - 18 % из проточной части карбонатного пласта и 19 7 - 21 5 % из матричной, и существенно зависят от концентрации НПАВ и остаточной нефтенасыщенности. [4]

Исследование процессов нефтевытеснения проводится на основе результатов лабораторных экспериментов, промысловых данных, а также математического моделирования. Для правильного понимания сущности этих процессов необходимо сочетание всех трех методов исследования. [5]

Механизм улучшения нефтевытеснения заключается в следующем. В отличие от воды, которая в заводненной зоне занимает мелкие поры и сужения, газ, закачанный в пласт, как несмачиваемая фаза в загазованной зоне, наоборот, занимает крупные поры, а под действием гравитационных сил - верхние части пласта. Эти особенности воды и газа привели к выводу о целесообразности совмещения достоинств воды и газа с целью уменьшения их недостатков, применения их периодического, циклического нагнетания. Оптимальное соотношение объемов нагнетания воды и газа при таком воздействии должно быть пропорционально отношению объемов мелких пор ( ниже среднего размера) и крупных пор ( выше среднего размера) в коллекторе. В этом случае можно рассчитывать на достижение максимального эффекта от совместного нагнетания воды и газа в пласты, т.е. вытеснения водогазовой смесью, который будет обусловливаться тем, что фазовая проницаемость для смачивающей фазы зависит только от водонасыщенности, а наличие в пласте свободного газа увеличивает вытеснение нефти на величину предельной газонасыщенности ( 10 - 15 %), при которой газ неподвижен. [7]

Из динамики нефтевытеснения по модели в целом и по отдельным пропласткам следует, что последовательная закачка хлорида алюминия с раствором карбоната натрия приводит к росту остаточного сопротивления ( Дост) и сглаживанию степени неоднородности пласта по коэффициенту подвижности, что приводит к перераспределению закачиваемой воды по пропласткам неоднородного пласта. Это является следствием фильтрации закачиваемых реагентов преимущественно в высокопроницаемый пропласток. При взаимодействии закачиваемых реагентов между собой образующийся гель адсорбируется в пласте и создает остаточный фактор сопротивления для фильтрации воды, закачиваемой после оторочек химпродуктов. [8]

Динамика капиллярной пропитки естественных кернов при циклическом включении поля упругих колебаний. [9]

После прекращения процесса нефтевытеснения включение упругих колебаний не вызывает какого-либо возобновления процесса пропитывания керна. [10]

Результаты экспериментальных оценок нефтевытеснения показали, что при размере оторочки мицеллярного раствора в 5 % и при размере оторочки буферной жидкости в 40 - 50 % перового объема из неоднородного пласта после прокачки рабочих агентов и затем воды вытесняется практически вся остаточная нефть. [11]

При изучении процессов нефтевытеснения моделирование остаточной ( связанной) воды в пористых средах является обязательным. При этом связанная вода по минерализации должна быть близка к пластовой. В случае использования образцов естественных кернов моделирование связанной воды следует производить методом капиллярной вытяжки для каждого образца составной модели. [12]

Сложность рассматриваемых процессов нефтевытеснения обусловливает неединственность возможного математического описания. Однако при прогнозировании технологических показателей для проектов разработки наиболее приемлемыми оказываются достаточно простые модели, построенные на единой основе. Они позволяют корректно проводить сравнительный анализ различных методов увеличения нефтеотдачи, осуществлять многовариантный счет для выбора оптимального варианта разработки, систематизировать исходную информацию. [13]

Влияние НПАВ в процессе нефтевытеснения направлено на снижение фазовой проницаемости породы по вытесняющей воде за счет изменения ее смачиваемости и набухаемости глин; на снижение сорбции ПАА породами пласта; улучшение отмывающей способности закачиваемой воды. [14]

Приведенные данные об эффективности нефтевытеснения водными растворами ПАВ свидетельствуют о существенном влиянии на процесс нефтевытеснения характера смачиваемости поверхности поровых каналов. С увеличением гидрофильности пород эффективность применения ПАВ для довытеснения остаточной нефти снижается. [15]

Страницы: 1 2 3 4