Фазовая проницаемость - нефть
Cтраница 1
Фазовые проницаемости нефти 8 % Кр и воды S Kw определяются из стационарных опытов, когда реализуются равновесные насыщенности подвижных фаз S2 S, S S При этом для однородных по длине образцов измеряются объемные расходы жидкостей WP и Ww, градиенты давления и насыщенности нефти Sp и воды Sw. Эксперименты показывают, что фазовые проницаемости зависят от нефтенасыщенности Sp 1 - Sw и концентрации активных примесей сл в обеих жидкостях. [1]
Применение материала Полисил влияет на фазовую проницаемость нефти и воды. [2]
К числу идентифицируемых параметров относятся также модифицированные фазовые проницаемости нефти, воды и газа, удельные коэффициенты продуктивности и приемистости. [3]
 |
Области насыщений, соответствующие однофазному, двухфазному и трехфазному движениям в несцементированных песках. [4] |
При содержании в песке воды около 80 % фазовая проницаемость нефти становится равной нулю. [5]
Помимо указанных явлений в тепловом поле происходят изменения вязкостей, плотностей и фазовых проницаемостей нефти и воды. Характер изменения последних зависит от свойств жидкости, твердой поверхности, а также от того, какой из компонентов водонефтяной смеси является дисперсной средой или диспергированной фазой. [6]
Помимо указанных явлений в тепловом поле происходят изменения вязкостей, плотностей и фазовых проницаемостей нефти и воды. Характер изменения их зависит от свойств жидкости, твердой поверхности, а также от того, какой из компонентов водонеф-тяной смеси - дисперсионная или диспергированная фаза. [7]
Приведенные результаты исследований фазовых проницаемостей могут быть использованы при приближенной оценке изменения фазовых проницаемостей нефти и воды в условиях залежей, приуроченных к аналогичным сложным коллекторам смешанного типа. [8]
Увеличение газонасыщенности еще не достигло точки начала движения газовой фазы, но уже существенно снижает фазовую проницаемость нефти, уменьшая ее дебит, а следовательно, и количество растворенного газа, поступающего вместе с нефтью в скважину. Прорыв конуса газа in шапки в горизонтальный ствол происходит через 2 5 месяца после пуска скважины, вызывая стремительное нарастание дебита скважины по газу. Через 1 год работы скважины начинается снижение дебита газа, обусловленное падением давления в шапке. В результате интенсивной дегазации нефти, вызванной падением давления в газовой шапке, газ в нефтяной оторочке становится подвижным, и после 2 1 года работы скважины ( точка Аг), когда он стал подвижным во всем нефтенасыщенном объеме, происходит нарастание его дебита. После 4 2 лет разработки элемента ( точка Сз) дегазация нефти становится менее интенсивной, при этом средневзвешенное давление в газовой шапке составляет 5 71МПа, что вызывает резкое снижение дебита газа. [9]
 |
Изменение показателей работы скв. 2 во времени дагская площадь. [10] |
Дебиты в этот; период - ( QM - рис. 16) резко снижаются за счет уменьшения фазовой проницаемости нефти, вследствие выделения. [11]
В соответствии с экспериментальными данными [40, 41], кривые фазовых проницаемостей задавались в виде, представленном на рис 6.25. Гистерезис фазовой проницаемости нефти объясняется различием капиллярных сил при вытеснении нефти и последующем обратном насыщении ею промытой водой пористой среды. [12]
Выравнивание профиля приемистости нагнетательных и уменьшение обводненности продукции добывающих скважин может быть достигнуто за счет проведения водоизоляционных работ важное значение имеет информация о степени послойной фазовых проницаемостей нефти и воды. Поскольку часто данные промысловых исследований профилей приемистости и притока отсутствуют, то при принятии решений о проведении этих работ важное значение имеет информация о степени послойной неоднородности пласта. Так, если проницаемости отдельных пропластков близки, то проведение водоизоляционных работ в добывающей скважине нецелесообразно и для уменьшения обводненности продукции этой скважины могут быть рекомендованы мероприятия по увеличению фазовой проницаемости нефти. В связи с этим рассмотрим некоторые критерии, определяющие степень неоднородности пласта. [13]
При повышенном объеме рыхлосвязанной ( или при наличии в пласте некоторого объема малоподвижной) воды при опробовании может быть получена чистая пластовая вода, за счет того, что фазовая проницаемость нефти в этом случае ( так как нефть успела за геологическое время, например, окислиться) равна нулю. [14]
В V3H, в течение первого года эксплуатации элемента отмечается падение дебита газа ( рис. 29.126), вызванное как вышеуказанным механизмом, так и формированием в блоке, где расположен горгоонтальный ствол, конуса подошвенной воды, который также снижает фазовую проницаемость нефти, следовательно, количество растворенного газа, поступающего вместе с ней в скважину. Через 1 2 года после пуска скважины в нее прорывается конус газа in шапки, приводящий к увеличению дебита газа. После 3 5 лет до 5 5 лет дебит скважины по газу практически стабилизировался, так как газонасыщенность в зоне прорыва конуса не изменялась. В период с 5 8 ( точка АЗ) до 9 4 лет ( точка Сз) происходит интенсивная дегазация нефти, вызывая увеличение дебита газа. [15]
Страницы: 1 2 3