Cтраница 1
Поверхности раздела нефти и газа, нефти и воды и газа и воды в пластах не всегда горизонтальны. Хотя распространено мнение, что причиной искривления поверхности раздела жидкостей в условиях статического равновесия является действие капиллярных сил, связанных с неоднородностью пласта, в ряде случаев искривление поверхностей раздела жидкостей может иметь место даже в тех случаях, когда пласты однородны и изотропны. [1]
Так как водонефтяноЙ контакт не представляет собой единой четко выраженной поверхности раздела нефти и пластовой воды, то определение отметки ВНК однозначным образом затруднительно. По этому вопросу существует ряд мнений, но проблема до сих пор не получила окончательного решения. [2]
Слой воды или эмульсии в цистерне представляет иногда затруднения при замерах содержимого, потому что эмульсия может сделать весьма нерезкой поверхность раздела нефти и воды. Если слой эмульсии достаточно велик, надежнее всего извлечь пробу эмульсии и сделать ее анализ, напр, по Дину и Старку ( см. далее) для опрвг деления соотношения между нефтью и водой. Для этого необходимо предварительно установить горизонт эмульсии, что достигается применением водомерных лент. [3]
Молекулы деэмульгатора проникают в защитный слой, являющийся многослойной ажурной структурой с каркасом из твердых частиц и промежутками между ними, заполненными обеими жидкими фазами, со стороны нефтяной фазы и адсорбируются на поверхности раздела нефти и воды внутри защитного слоя. Благодаря дифильности молекул деэмульгаторов их полярная часть прочно связывается с водой, а гидрофобная обращена при этом к гидрофильной поверхности частиц стабилизатора, что резко снижает силу взаимодействия поверхности капли воды с находящимися на ней полярными группами частиц стабилизатора. В результате изменяются краевой угол смачивания на гидрофильных участках поверхности частиц стабилизатора и инверсия смачивания. Нефтяная фаза самопроизвольно распространяется по этим участкам, и частицы стабилизатора, полностью смоченные нефтью, вытесняются в объем нефтяной фазы. В результате капли воды лишаются защитных оболочек. Такой механизм действия деэмульгатора вполне объясняет увеличение необходимого его количества с ростом величины адсорбции стабилизатора на каплях эмульгированной воды - это связано с увеличением поверхности контакта нефти и воды внутри слоя стабилизатора. После слияния капель воды и расслоения эмульсии на нефть и воду деэмульгатор, в связи с резким снижением межфазной поверхности, переходит в объемные фазы согласно коэффициенту распределения. [4]
Решающую роль в процессе самоочищения водоемов от нефти играют бактерии. Пленка нефти на поверхности раздела нефти и воды окисляется аэробными микроорганизмами, легкие углеводороды испаряются, оставшиеся капельки нефти становятся тяжелее и опускаются на дно водоема. Здесь нефть частично разлагается в анаэробных условиях за счет кислорода нитратов и сульфатов и частично вновь выносится на поверхность выделяющимися со дна водоема газами. [5]
Применение щелочей для увеличения нефтеотдачи основано на взаимодействии кислотных компонентов нефти с щелочами с образованием водорастворимых солей. Эти соли являются поверхностно-активными соединениями и, адсорбируясь на поверхности раздела нефти с водой, снижают межфазное поверхностное натяжение; адсорбируясь на поверхности коллектора, они изменяют его смачиваемость. Снижение межфазного поверхностного натяжения при этом сравнительно невелико. [6]
Применение щелочей для увеличения нефтеотдачи основано на взаимодействии кислотных компонентов нефти с щелочами с образованием водорастворимых солей. Эти соли являются поверхностно-активными соединениями и, адсорбируясь на поверхности раздела нефти с водой, снижают межфазное поверхностное натяжение; адсорбируясь на поверхности коллектора, они изменяют его смачиваемость. Снижение межфазного поверхностного, натяжения при этом сравнительно невелико. [7]
Интерес к изучению таких систем объясняется тем, что молекулярно-поверхностные явления играют весьма существенную роль в процессах движения нефти в пластах. Огромные масштабы применения вторичных методов извлечения нефти из недр, прежде всего методов ноджатия нефти водой, а также разнообразие этих методов придают особую актуальность изучению свойств поверхностей раздела нефти с водой и водными растворами разного состава п концентраций. [8]
Из кривых фактической зависимости насыщение - распределение при установившемся течении смеси газа и жидкости получаются величины того же порядка, за исключением области в непосредственной близости от забоя скважины. Как видно из фиг. В интервале насыщений жидкой фазой в естественных продуктивных пластах, работающих за счет энергии растворенного газа, величина 10 - - am на 1 % обычно представляет верхний предел для поверхностей раздела воды и газа, а для поверхностей раздела нефти и газа она в 2 - 3 раза меньше. Поэтому практически не имеет смысла вводить эффект капиллярного давления в закон Дарси из уравнения ( 4) как поправку к градиенту среднего давления. [9]
Из кривых фактической зависимости насыщение - распределение при установившемся течении смеси газа и жидкости получаются величины того же порядка, за исключением области в непосредственной близости от забоя скважины. Как видно из фиг. В интервале насыщений жидкой фазой в естественных продуктивных пластах, работающих за счет энергии растворенного газа, величина 10 - 2 am на 1 % обычно представляет верхний предел для поверхностей раздела воды и газа, а для поверхностей раздела нефти и газа она в 2 - 3 раза меньше. Поэтому практически не имеет смысла вводить эффект капиллярного давления в закон Дарси из уравнения ( 4) как поправку к градиенту среднего давления. [10]
Геометрические размеры залежи определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость. Длина залежи равна расстоянию по большой оси ее между крайними точками внешнего контура нефтеносности, а ширина залежи - расстоянию по малой оси между крайними точками. Мощностью залежи называется расстояние по вертикали от подошвы залежи до ее наивысшей точки. Водо-нефтяным контактом называется поверхность раздела нефти и воды. [11]
Геометрические размеры залежи определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость. Длина залежи равна расстоянию по большой оси ее между крайними точками внешнего контура нефтеносности, а ширина залежи-расстоянию по малой оси между крайними точками. Высотой залежи называется расстояние по вертикали от подошвы залежи до ее наивысшей точки. Водонефтяным контактом называется поверхность раздела нефти и воды. [12]
Понятие водо-нефтяной контакт является лишь терминологическим, так как четкой границы, которая бы разделяла области, содержащие 100 % воды и 100 % нефти, не существует. Обычно считают, что водо-нефтяной контакт - это уровень, ниже которого получают 100 % воды. Хорошим способом определения водо-нефтяного контакта являются исследования скважин при помощи испытателей пластов с установкой пакера на различных уровнях вблизи предполагаемого местонахождения водо-нефтяного контакта. Анализы кернов являются вторым способом определения поверхности раздела нефти и воды. [13]
Кароя, вертикальное вытеснение нефти диоксидом углерода может быть с успехом применено в карстовых и трещиноватых коллекторах, в которых другие технологии применения С02 малоэффективны. Лабораторные эксперименты были проведены применительно к условия месторождения Надьлендел, коллектор которого характеризуется гидрофобными свойствами. Вследствие большой вязкости нефти ( 30 мПа с) и гидрофобности породы в процессе расширения газовой шапки газ вытесняет воду из различных элементов коллектора ( трещины, каверны, поры и т.п.) и с поверхности нефти, располагающейся на стенках пор. Вытеснение нефти происходит после ее насыщения диоксидом углерода, сопровождающегося существенным улучшением гидродинамических свойств нефтяной фазы. Фронт газа и воды значительно опережает поверхность раздела нефти и газа. Процесс вытеснения при этом разделяется на два периода. В первом периоде расширения газовой шапки развивается нефтеносная зона с повышенным значением нефтенасыщенности на фронте вытеснения воды и над этим фронтом. Во втором периоде непосредственный контакт газа и воды перестает существовать. Между этими фазами развивается зона 100 % - ной насыщенности нефти. Ширина этой зоны постепенно увеличивается. Таким образом, во втором периоде нефтенасыщенная зона, продвигаемая диоксидом углерода, вытесняет воду, располагающуюся под ней. Второй период формируется только тогда, когда темп закачки диоксида углерода оптимален. Если темп закачки С02 превышает оптимальное значение, длина газонефтяной зоны над фронтом газа и воды увеличивается. Нефтенасыщенность в ней не изменяется или уменьшается, т.е. профиль нефтенасыщенности сплющивается. [14]