Нефтенасыщенность - пористая среда
Cтраница 1
 |
Адсорбция Са во времени при фильтрации нейтрализованного раствора смеси монокарбоновых кислот. / - модель с кварцевым песком. 2 - модель с карбонатным песком. [1] |
Нефтенасыщенность пористой среды несколько снижает адсорбцию ионов Са на поверхности породообразующих минералов. Если на модели с кварцевым песком при 100 % - й водонасы-щенности среднее значение предельной адсорбции равно 0 57 мг / г, то при остаточной нефтенасыщенности 23 4 % оно составило 0 41 мг / г, что на 28 1 % меньше. [2]
Нефтенасыщенность пористой среды в зоне стабилизированного водонефтяного вала может быть различной: она возрастает с увеличением вязкости нефти и уменьшением гидрофильности коллектора. [3]
 |
Количество нефти, накапливаемой в скважине при Q156 0 мэ / сутки. [4] |
В связи с этим нефтенасыщенность пористой среды повышается, в результате чего снижается ее проницаемость для воды. Таким образом, нефть из закачиваемой воды так же должна удаляться. [5]
Таким образом, адсорбция ПАВ ОП-10 сильно зависит от проницаемости, исходной нефтенасыщенности пористой среды, а также от концентрации ОП-10 в фильтрующем растворе. [6]
Нефтепродукты, как указывалось ранее, существенного влияния на приемистость не оказывают, хотя при постепенном увеличении нефтенасыщенности пористой среды снижается проницаемость ее для воды. [7]
Лабораторные эксперименты показали, что для большинства пород, слагающих продуктивные коллекторы, - нефтяная фаза остается по существу неподвижной до тех пор, пока нефтенасыщенность пористой среды не достигнет 10 - 20 % норового объема в зависимости от физической характеристики породы, ее норового пространства и содержания связанной воды. [8]
Таким образом, изучение процесса нейтрализации смеси мо-нокарбоновых кислот в процессе закачки и фильтрации в пласте показали, что скорость нейтрализации зависит от компонентного состава реагента и нефтенасыщенности пористой среды. Для составов с превалирующим содержанием муравьиной и уксусной кислот наиболее интенсивная нейтрализация происходит на небольшом участке от входного сечения пласта. В случае же преобладания малоактивных кислот ( пропионовая, масляная) процесс нейтрализации значительно замедляется, позволяя воздействовать активным составом на более удаленные участки пласта. [9]
Таким образом, изучение адсорбционных свойств солей моно-карбоновых кислот показало, что они обладают незначительной адсорбционной способностью. При этом величина предельной адсорбции зависит от физико-химических свойств адсорбента и уменьшается при наличии нефтенасыщенности пористой среды. [10]
Мицеллярные растворы - это особые коллоидные системы, основными компонентами которых являются углеводородная жидкость и вода, стабилизированные смесью масло - и водорастворимых поверхностно-активных веществ. Эти системы, в принципе, способны практически полностью вытеснить из пористой среды нефть благодаря крайне низкому межфазному натяжению на границе нефть - мицеллярный раствор. Возможность значительного увеличения нефтеотдачи заводненных пластов за счет применения мицеллярных растворов связана с тем, что вытесняющее действие не зависит от текущего значения нефтенасыщенности пористой среды. Обладая повышенной и регулируемой вязкостью, эти системы способствуют также увеличению охвата пластов воздействием за счет сближения значений подвиж-ностей нефти и вытесняющего ее флюида. Закачка же полимерного раствора вслед за оторочкой мицеллярной композиции служит для создания буфера, предохраняющего оторочку от вязкостного разрушения проталкивающей водой. [11]
Глобулы нефти могут иметь размеры от нескольких до 100 мкм, иногда и более, но основная часть их имеет размеры 10 - 20 мкм. Эти частицы нефти проникают в глубь пласта, чему Б значительной степени способствуют ПАВ, находящиеся в воде. Более крупные частицы нефти, размеры которых соизмеримы с размерами каналов пор и трещин, задерживаются на фильтрующей поверхности и прилипают к частицам породы. При соответствующих перепадах давления крупные глобулы нефти могут деформироваться и проникать в глубь пласта. Постепенно нефтенасыщенность пористой среды повышается, в результате чего снижается ее проницаемость для воды. [12]
Скольких микрон до 100 мкм и более, 50 - 60 % из них имеют размеры 10 - 15 мкм. Эти частицы нефти проникают в глубь пласта, не задерживаясь на поверхности фильтра, чему в значительной степени способствуют ПАВ, находящиеся в сточной воде. Более крупные частицы нефти, размеры которых соизмеримы с размерами поровых каналов, будут задерживаться на поверхности фильтрации и прилипать к частицам породы. Однако при соответствующем перепаде давлений эти глобулы нефти могут деформироваться и проникнуть в глубь пласта. Постепенно нефтенасыщенность пористой среды повышается и снижается проницаемость ее для воды. [13]
В результате простого заводнения, как это следует из многочисленных наблюдений, не вся нефть вытесняется из пористой среды. Большая часть оставшейся нефти находится в порах, окруженных водой, или на поверхности породы в виде пленки. Вследствие большого поверхностного натяжения на границе нефть - вода эта нефть представляет собой изолированные, разрозненные частицы. Скорость движения таких частиц нефти равна нулю. Предположим, что нефтенасыщенность пористой среды равномерна по всему объекту. [14]
Страницы: 1