Объем - вытесненная нефть
Cтраница 2
Увеличение угла наклона модели пласта от 15 до 30 существенно увеличивает объем вытесненной нефти при движении газа сверху вниз. Этот факт свидетельствует о том, что нагнетательные скважины целесообразно размещать в приподнятой, сводовой части структуры, эксплуатационные - в пониженных частях. [16]
На рис. 84 приведена зависимость коэффициента нефтевы-теснения - / ] ( объем вытесненной нефти: объем начальных запасов) от объема применяемой оторочки мицеллярного раствора. Падение эффективности при малых ( менее 5 % порового объема) оторочках обусловлено полным их разрушением и удерживанием в пористой среде совместно с частью пластовой нефти. Удовлетворительное совпадение расчетных и экспериментальных данных говорит о том, что в первом приближении разрушение оторочки мицеллярного раствора в однородной пористой среде достаточно моделировать только удерживанием. Отметим, что эффективным размером оторочки для заданных свойств жидкостей и пористой среды является размер 5 % порового объема. Дальнейшее увеличение размеров оторочки экономически невыгодно. [17]
Если по аналогии с опытами, проведенными ранее с той же битковской нефтью, эффективность вытеснения характеризовать отношением объема вытесненной нефти ( приведенной к пластовым условиям) к объему закачанного сжатого газа, то до прорыва получается невысокая эффективность. Между тем, обычно в опытах с битковской нефтью мы получали к моменту прорыва 47 - 48 % нефти. [18]
Пусть границы раздела переместились на расстояние S и газ занимает теперь объем Vo V ( S), где V ( S) - объем вытесненной нефти. [19]
Площадь поверхности раздела обозначим через f, а ее положение - линейной координатой s, определяемой с таким расчетом, чтобы величина mfds была равна объему вытесненной нефти; т - коэфи-циент эффективной пористости. [20]
При исследовании других факторов, влияющих на механизм нефтеотдачи, был определен характер вытеснения нефти из пористой среды за счет теплового расширения нефти. Объем вытесненной нефти зависит в основном от ее свойств и термодинамических условий пласта. В табл. 8 приведены коэффициенты вытеснения за счет теплового расширения нефти. [21]
Анализ таблицы показывает, что при капиллярной пропитке нефтенасыщенных песчаных образцов водой коэффициент нефтевытеснения ( Квыт) незначителен и составил в среднем 7 2 %, изменяясь от 4 7 до 14 9 % от начальной нефтенасыщен-ности. Количество капиллярно-вытесненной нефти увеличивается при пропитке образцов растворами продукта. Объем вытесненной нефти возрастает с увеличением содержания моно-карбоновых кислот в растворе. [23]
Поровый объем, доступный полимеру, считался равным объему вытесненной нефти и связанной воды. Сравнительно высокая адсорбция обусловлена, видимо, присутствием в песчанике глин ( до 15 %), так как на искусственном песчаном керне, насыщенном этой же нефтью, величина адсорбции была вдвое меньше. Необходимо заметить, что при расчете адсорбции в этом опыте мы исходили из общепринятой концепции, по которой вся связанная вода вытесняется полимером. [24]
Требуется рассчитать изменение площади зоны, занятой паром, и зоны повышенной температуры. Допускается, что 15 % теплоты, поступившей в пласт, уносится поднятой на поверхность водонефтяной смесью. Необходимо затем рассчитать количество нефти, вытесненной из зоны повышенной температуры, и дать приближенную оценку количества добытой нефти за время t 0 5 года, считая, что объем добытой нефти равен объему вытесненной нефти. [25]
Такой же объем нефти профильтровывается еще через 2 сут - после завершения адсорбционных процессов. Подготовленный таким образом керн помещается в камеру прибора капиллярной пропитки, камера заполняется дегазированной под вакуумом водой, в ней создается рабочее давление. Момент заполнения камеры водой фиксируется как время начала процесса капиллярной пропитки. Замер объема вытесненной нефти производится по мернику, в котором собираются капли всплывающей нефти. Визуальное наблюдение через смотровое окно позволяет регистрировать появление капель нефти. [26]
При разработке и внедрении новых технологий увеличения конечного коэффициента нефтеотдачи пластов технологическую эффективность их оценивают на различных этапах. На первом этапе в качестве основного показателя эффективности нового метода принимают прирост коэффициента вытеснения нефти по сравнению с вытеснением закачиваемой водой, применяемой в системе воздействия на залежь. Кроме того, экспериментальные исследования позволяют приближенно оценить влияние на прирост коэффициента вытеснения таких факторов, как состав композиционных систем, концентрации используемых реагентов в водных растворах, размеры оторочек закачиваемых растворов химреагентов или композиций. В лабораторных опытах представляется возможным определить и удельный расход химических реагентов на единицу объема дополнительно вытесненной нефти. [27]
 |
Влияние длины модели пласта на коэффициент вытеснения ( т. жидкостей с различными соотношениями вязкостен ( / О при длине модели, м. [28] |
На продвижение водонефтяного контакта в пористой среде влияет не только / и0, но и длина коллектора. Установлено, что при одном и том же значении ц с увеличением длины коллектора коэффициент вытеснения растет. Вследствие большой скорости закачки тяжелые компоненты не растворялись и коэффициент вытеснения оказывался сравнительно малым. По мере увеличения длины экспериментальной колонны повышается сопротивление продвижению растворителя в пористой среде, вследствие этого уменьшается скорость фильтрации, растет время контакта растворителя с нефтью и увеличивается объем вытесненной нефти. Если учесть, что на практике д0 может быть значительно больше, то коэффициент вытеснения будет еще меньше. В лабораторных экспериментах коэффициент вытеснения нефти растворителем был равен 0 85 лишь тогда, когда количество закачанного реагента было равно 3 5 перового объема, поэтому осуществление процесса экономически нецелесообразно. [29]
На рис. 38, б показана выходная кривая концентрации полимера, полученная при работе на песчанике Верхне-Ветлянской площади. Из данной кривой величину адсорбции рассчитать нельзя, так как кривая сильно смещена, это явление описано Даусоном [74], и объясняется оно тем, что часть норового пространства оказывается в некоторых случаях недоступной для полимера. Величина адсорбции на исследуемом песчанике, видимо, мала, а недоступный для полимера поровый объем велик. В обоих случаях доступный для полимера поровый объем был равен объему вытесненной нефти. [30]
Страницы: 1 2