Повышение - вязкость - нефть
Cтраница 4
Резко возрастает интенсивность обводнения по мере повышения вязкости нефти. При вязкости нефти выше 5 мПа - с и мощности нефтенасыщенной толщины менее 80 % от общей толщины пласта, обводненность продукции почти сразу же достигает величины 80 % и выше. Аналогичным образом с повышением вязкости нефти и с сокращением доли нефтенасыщенной толщины уменьшается коэффициент охвата первоначально нефтенасыщенной части пласта. [46]
 |
Зависимость коэффициента вытеснения керосина водой 7. В из образцов карбонатных пород первой ( / и второй ( 2 групп от степени неоднородности порового пространства по коэффициенту S. [47] |
Вследствие этого с увеличением неоднородности в направлении, перпендикулярном к потоку, должно происходить снижение как коэффициента вытеснения за безводный период, так и за весь период вытеснения нефти из коллектора. С увеличением вязкости нефти влияние неоднородности структуры порового пространства на механизм вытеснения нефти из коллектора должно расти. Возможно, что определенную роль при этом играет не только повышение вязкости нефти, но и связанное с ним изменение состава нефти: В высоковязких нефтях, как правило, содержится значительно больше полярных компонентов. В свою очередь, в гидрофобной породе по сравнению с гидрофильной сильнее проявляет себя неоднородность в направлении, нормальном потоку, так как в этом случае уменьшается возможность выравнивания фронта вытеснения за счет капиллярного вытеснения нефти из тонких поровых каналов. Образование жестких межфазных пленок на границе нефть - вода должно усиливать влияние неоднородности вдоль линии тока за счет большего диспергирования и капиллярного удержания изолированных глобул такой нефти в поровых каналах. [48]
Для залежей нефти о высоким содержанием парафинов, асфаль-генов и смол чрезвычайно важно правильно определить рациональное забойное давление добывающих скважин. Чрезмерное его понижение ( ниже давления насыщения нефти газом) приводит к уменьшению дебита нефти. Снижение продуктивности нефтяных пластов прямо связано с выделением газа, двухфазным течением, повышением вязкости нефти, выделением из нефти парафинов, асфальтенов и смол, их накоплением в пластах в призабойных зонах добывающих скважин. С повышением забойного давления добывающих скважин продуктивность пластов восстанавливается в той или иной мере. Особый интерес вызывает факт увеличения дебита нефтяной залежи при повышении забойного давления у добывающих скважин и сохранении его неизменным у нагнетательных Это возможно, если у добывающих скважин забойное давление значительно ниже давления насыщения нефти газом, последующее его увеличение и приближение к давлению насыщения приводит к увеличению коэффициентов продуктивности добывающих скважин, причем уменьшение фильтрационного сопротивления превосходит уменьшение разности забойных давлений. [49]
Для залежей нефти с высоким содержанием парафинов, асфаль-тенов и смол чрезвычайно важно правильно определять рациональное забойное давление добывающих скважин. Чрезмерное его понижение ( ниже давления насыщения н ефти газом) приводит к уменьшению дебита нефти. Снижение продуктивности нефтяных пластов прямо связано с выделением газа, двухфазным течением, повышением вязкости нефти, выпадением из нефти парафинов, ас-фальтенов и смол, их накоплением в пластах в призабойных зонах добывающих скважин. С повышением забойного давления добывающих скважин продуктивность пластов восстанавливается в той или иной мере. [50]
Отмечается, что акустические колебания вызывают преждевременное разгазирование нефти. Еще в 1974 г. в работе [1] было показано, что ультразвуковые колебания повышают давление насыщения нефти и уменьшают порог давления, при котором начинается разгазирование нефти. Вместе с тем преждевременное разгазирование нефти, увеличивая кратковременно ее приток, может затем вызвать снижение подвижности за счет повышения вязкости нефти. [51]
При ( Аа - [ А и обширной водо-нефтяной зоне даже в условиях однородного пласта фильтрационное сопротивление по кровле значительно больше, чем по подошве пласта. Если проницаемость пласта уменьшается к кровле то разница в фильтрационных сопротивлениях еще более увеличивается. Другой причиной, способствующей обычно слабой подвижности внешней зоны водо-нефтяного контакта, может быть известное, но мало изученное явление повышения вязкости нефти от кровли пласта или свода залежи к водо-нефтяному контакту. При поинтер-вальном отборе проб устанавливается, что вязкость нефти у водо-нефтяного контакта может быть в 2 - 3 раза выше, чем в кровле пласта. Этот слой более вязкой нефти на контакте выполняет роль частичного экрана аналогично снижению проницаемости пласта на контакте. Эффект частичного экранирования залежи может быть обусловлен вторичной гидрофобизацией пласта на контакте. [52]
Предложенный способ перекачки необходимо исследовать на предмет стабильности пристенного слон по длине трубопровода. Очевидно, в процессе перекачки нефти по трубопроводу на пристенный слой нефти пониженной вязкости будет действовать ряд факторов, способствующих нарушение его стабильности. К ним, в первую очередь, следует отнести механическое разрушение периферийной части ядра потока нефтью пониженной вязкости, их смешение и, как следствие, повышение вязкости нефти пристенного слоя; диффузионные процессы между нефтью пристенного слоя и ядроы потока, также ведущие w повышению вязкости нефти пристенного слоя; нарушение структуры потока нефти на криволинейных участках трубопровода. Все перечисленные факторы в итоге ведут к повышению гидравлического сопротивления трубопровода. [53]
Предложенный способ перекачки необходимо исследовать на предмет стабильности пристенного слон по длине трубопровода. Очевидно, в процессе перекачки нефти по трубопроводу на пристенный слой нефти пониженной вязкости будет действовать ряд факторов, способствующих нарушение его стабильности. К ним, в первую очередь, следует отнести механическое разрушение периферийной части ядра потока нефтью пониженной вязкости, их смешение и, как следствие, повышение вязкости нефти пристенного слоя; диффузионные процессы между нефтью пристенного слоя и ядроы потока, также ведущие w повышению вязкости нефти пристенного слоя; нарушение структуры потока нефти на криволинейных участках трубопровода. Все перечисленные факторы в итоге ведут к повышению гидравлического сопротивления трубопровода. [54]
 |
Изменение обводненности в зависимости от соотношений начальной нефтенасыщенной и общей мощностей при Л0 2. [55] |
С увеличением нефтенасыщенной мощности и, следовательно, с сокращением водонасыщенной части пласта, процент обводненности, с которым скважина вступает в эксплуатацию, уменьшается. В двухслойном пласте обводненность заметно увеличивается, что, видимо, объясняется более быстрым перемещением внутреннего контура нефтеносности. На рисунках кривые двухслойного пласта обозначены штрих-пунктиром. Особенно резко возрастает интенсивность обводнения по мере повышения вязкости нефти. При вязкости нефти, равной или выше 10 сПз, практически все скважины, независимо от значения ино, с самого начала имеют обводненность свыше 80 - 85 % и быстро достигают значения 90 - 93 %, и в течение длительного времени эксплуатируются при этих значениях. Сказанное подтверждается результатами эксплуатации скважин Арланского месторождения, вскрывших монолитный пласт в водонефтяной зоне. [56]
 |
Адсорбционный нефтесборщик. 1-катер. 2-ведущий барабан. 3-направляющие. 4-нефть. 5-поворотный барабан. 6-понтон. 7-лента. 8-валик. 9-гибкий шланг. [57] |
Накапливающаяся нефть откачивается через гибкий шланг 9 в резервуар. Далее лента проходит по направляющим 3 и вновь опускается в воду, поглощает нефть, огибает поворотный барабан 5, укрепленный на понтоне 6 и возвращается к отжимному устройству. Помимо высокой адсорбирующей способности материал ленты должен обладать высокой прочностью, гибкостью и эластичностью. Наиболее полно этим требованиям удовлетворяет полипропилен, упрочненный нейлоновой оплеткой. При длине ленты 50 м и скорости движения 3 0 м / мин производительность установки составляет до 70 л нефти в минуту. С повышением вязкости нефти адсорбционная способность материала ленты уменьшается. [58]
Одним из широко применяемых физико-химических методов очистки является использование нефтепоглощающих адсорбентов, способных плавать на поверхности воды как в свободном, так и в насыщенном нефтью состоянии. Использование такого вида адсорбентов в сочетании с механическим удалением их из зоны очистки представляется наиболее рациональным. В настоящее время в качестве плавающих поглотителей нефти используется довольно много различных веществ природного происхождения, таких, например, как сено, солома, бумага, шерсть, размолотая кукурузная лузга, рисовая шелуха и т.п. Применяется сухая солома, которая, в зависимости от сорта нефти, адсорбирует ее в 8 - 30 раз больше своей массы. Торф в сравнении с соломой обладает еще большими гидрофильными и олеофильными свойствами. При нормальной температуре нефть почти мгновенно адсорбируется торфом. При повышении вязкости нефти поглотительные свойства торфа снижаются. Торф разбрасывать труднее, но он поглощает нефти больше, чем солома. [59]
Страницы: 1 2 3 4