Плотность - пластовая жидкость
Cтраница 1
Плотности пластовой жидкости 0Ш и нефти ан берутся по лабораторному анализу для данного месторождения. [1]
Если плотность реагента р меньше плотности пластовой жидкости Р2, то переток реагента из затрубного пространства в НКТ возможен только в диффузионном режиме. Принимая коэффициент диффузии порядка 1СГ5 см2 / с, получаем, что время поступления реагента ( длина столба 1 м) составляет примерно Ю4 сут. Таким образом, подача химического реагента плотностью меньшей, чем плотность пластовой жидкости, из затрубного пространства в НКТ должна проводиться в принудительном режиме, например под давлением. [2]
Если же плотность реагента выше плотности пластовой жидкости, то поступление его в НКТ происходит за счет гравитационного перераспределения, механизм которого описан в гл. [3]
По выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных и насосно-компрессорных труб, а также по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пластовой жидкости и устьевым условиям определяется потребный напор насоса. [4]
На коэффициент нефтеотдачи залежей нефти, разрабатываемых при режиме растворенного газа, оказывают влияние следующие факторы [ 2341: 1) пластовое давление; 2) вязкость и плотность пластовых жидкостей; 3) количество газа, растворенного в нефти; 4) вид кривых фазовых проницаемостей; 5) содержание в пласте связанной воды; 6) наличие газовой шапки и характер ее распространения; 7) искусственное воздействие на залежь путем закачки отбираемого из нее газа и соотношение между количеством отбираемого и закачиваемого газа; 8) гистерезис растворимости газа в пласте; 9) расстановка скважин; 10) темпы отбора жидкостей из пласта и падение пластового давления; 11) градиент газонасыщенности при закачке газа в пласт. [5]
 |
Зависимость вязкости нефти от температуры п количества растворенного газа ( по данным X. М. Халилова. Давление насыщения нефти газом указано в начале каждой кривой. [6] |
Принимая во внимание, что водонапорные системы, вмещающие нефтяные залежи, могут иметь очень большие размеры, необходимо учитывать упругость пласта и насыщающих его жидкостей, так как этот фактор существенно влияет на процессы, происходящие в пласте. Плотность пластовых жидкостей, их объемные коэффициенты, а также пористость пород изменяются с изменением пластового давления. [7]
Принимая во внимание, что водонапорные системы, вмещающие нефтяные залежи, могут иметь значительные размеры, необходимо учитывать упругость пласта и насыщающих его жидкостей, так как этот фактор существенно влияет на процессы, происходящие в пласте. Плотность пластовых жидкостей, их объемные коэффициенты, а также пористость пород изменяются с изменением пластового давления. [8]
Максимальные давления конденсации довольно высоки на фиг. Они уменьшаются с ростом газовых факторов или с уменьшающейся плотностью комплексной пластовой жидкости и часто располагаются в интервале 68 - 102 ат. [9]
Как известно, извлечение нефти из всего пласта в целом определяется не только количеством нефти, вытесненной из зоны пласта, охваченной воздействием агента, но и коэффициентом охвата пласта воздействием. При воздействии на пласт двуокисью углерода существенное значение имеют соотношение подвижности и сегрегация по плотности пластовых жидкостей и двуокиси углерода. Существенное значение имеет также распределение проницаемостей и отношение проницае-мостей вкрест и вдоль напластования. [10]
 |
Схема образования зоны аномально высоких пластовых давлений. [11] |
Тогда в нефтяных и газовых зонах между буровым раствором в скважине и пластовыми жидкостями будет существовать перепад давлений, линейно возрастающий по мере удаления от границы контакта с водой в каждом из пропластков. Таким образом, этот перепад тем больше, чем больше продуктивная мощность соответствующего пропластка и чем больше плотность пластовой жидкости отличается от плотности воды. В мощных газовых пластах разность давлений в скважине и пласте может достигать значительной величины. [12]
В этом случае перепад между давлениями в пласте и скважине создается в результате замещения глинистого раствора в бурильных трубах жидкостью, плотность которой меньше плотности пластовой жидкости ( например, водой), причем замещение глинистого раствора ( перед изоляцией пласта от остальной части ствола скважины) производится с помощью пакера. [13]
Повидимому, теоретически можно предсказать поведение пластов с режимом растворенного газа, но принятая теория строго ограничена допущениями и приближениями, на которых она базируется. Сюда входит допущение о строгой однородности пласта, о равномерности распределения отборов по пласту, не учитываются скважины, отстоящие друг от друга на большом расстоянии, и ограничена роль плотности пластовой жидкости. [14]
Невидимому, теоретически можно предсказать поведение пластов с режимом растворенного газа, я о принятая теория строго ограничена допущениями и приближениями, на которых она базируется. Сюда входит допущение о строгой однородности пласта, о равномерности распределения - отборов по пласту, не учитываются скважины, отстоящие друг от друга на большом расстоянии, и ограничена роль плотности пластовой жидкости. [15]
Страницы: 1 2