Обводнение - нефть
Cтраница 1
Обводнение нефти существенно увеличивает ее вязкость, влияющую на коэффициент трения штанг о трубы. [1]
Обводнение нефти и нефтепродуктов происходит при перевозках в технически неисправных судах или при попадании влаги в негерметичные емкости. [2]
При обводнении нефти пластовой водой до величины меньше 80 % режим работы скважины и оптимальный дебит следует устанавливать с учетом допустимого процента обводнения. [3]
При высоком обводнении нефти ( более 20 %) по трубопроводу движется стойкая водонефтяная эмульсия высокой вязкости, благодаря наличию в ней асфальтенов и парафина. Трубопроводы, транспортирующие такие эмульсии, имеют достаточно низкую скорость коррозии внутренней поверхности. [4]
Повышение качества разобщения пластов предотвращает обводнение нефти или снижает содержание в ней пластовой воды. [5]
Ограничение или исключение водопритоков и обводнение нефти решается в результате специальных РИР. [6]
В 45 эксплуатационных скважинах определено обводнение нефти за счет поступления воды по каналам затрубной циркуляции от нижележащих водоносных пластов. Прибыль здесь рассчитывается по сопоставлению затрат на получение информации о затрубной циркуляции геофизическими и промысловыми методами. Этот метод расчета следует считать правомерным, так как в существующей практике исследования по определению затрубной циркуляции силами бригад капитального ремонта скважин проводи гея примерно в таком же объеме, как и геофизическими методами. [7]
Из табл. 4.13 видно также, что обводнение нефти повлекло за собой увеличение случаев отказов по причине снижения подачи УЭЦН. [8]
В работе [40] установлено, что при обводнении нефти Русского месторождения в Западной Сибири на 30 % вязкость эмульсии возрастает в 5 - 10 раз. Снижается коэффициент подачи установки из-за увеличения деформации штанг. На 10 - 15 % падает КПД установки. [9]
 |
Изменение нефтеотдачи однородной и двухслойной пористых сред в зависимости от и объемов прокачанной жидкости. [10] |
Сравнительно низкие водные факторы слоистых пористых сред в начальный период обводнения нефти также можно объяснить активным проявлением капиллярных сил перпендикулярно напластованию слоев. Если в однородных пористых средах при высоких значениях j i / fi2 нагнетаемая вода перемещается вдоль залегания пород главным образом по наиболее крупным обводненным норовым каналам, постепенно захватывая все большую часть пород, то в слоистых средах вследствие большой поверхности контакта слоев разной проницаемости значительная доля нагнетаемой воды проникает в менее проницаемый слой, вытесняя из него нефть в крупнозернистый песчаник. Активный переток остаточной нефти из менее проницаемого слоя в более проницаемый в свою очередь значительно уменьшает фазовую проницаемость последнего для воды. И хотя проницаемость крупнозернистого слоя в несколько раз выше проницаемости мелкозернистого слоя, суммарный объем воды, поступающей из обоих слоев, оказывается небольшим по сравнению с однородным пластом и со случаем послойного вытеснения. В дальнейшем по мере увеличения водонасыщенности пористой среды фазовая проницаемость для воды и, следовательно, водные факторы быстро растут. [11]
Большая вязкость извлекаемой продукции вследствие образования эмульсий в НКТ по мере обводнения нефти при прочих равных условиях изменяет условия эксплуатации колонны штанг из-за роста амплитуды нагрузок. Поэтому, в зависимости от вязкости, работоспособность установки, а следовательно, и ее надежность, в значительной степени изменяются. [12]
Следует отметить, что в процессе разработки нефтяных месторождений на стадии существенного обводнения нефти на глубинах 2000 - 3000 м, возможно увеличение пористости песчано-алевритовых пород в приза-бойной зоне и за ее пределами, за счет растворения кальцитового цемента. На глубинах свыше 3000 м ( при температуре более 70 - 80 С), наоборот, в порах и норовых каналах возможно выделение новообразований кальцита. [13]
Судя по динамике добычи нефти и воды и степени минерализации последней, обводнение нефти происходило вследствие притока пластовой и: нагнетаемой воды. Поскольку интервалы водопритока не удалось точно установить, было решено закачать ГФС в оба пропластка одновременно. Па-кер был установлен на 27 м выше верхних перфорационных отверстий. [14]
В 1975 г. по Самотлорскому месторождению было извлечено 5 162638 т пластовой воды за счет обводнения нефти. [15]
Страницы: 1 2