Фазовая проницаемость - нефть
Cтраница 2
Согласно / V фазовая проницаемость для воды и газа не зависит от наличия нефти в пористой среде, а определяется лишь водонаоыщенностью и газонасыщенностьв породы. В свою очередь фазовая проницаемость нефти зависит от водонаоыщеннооти и газо-наоыщянности пласта, т.к. нефть обладает промежуточной смачиваемостью. [16]
В результате теоретических, лабораторных и экспериментально-промысловых исследований установлено [ 16, 17, 51, 79, 87, 131, 149 и др. ], что при наложении акустических полей всплы-вание капель нефти ( гравитационная сегрегация нефть - вода) в пластовых условиях многократно ускоряется: более 100 лет в естественных условиях, 300 - 400 ч - при волновом воздействии. В то же время фазовая проницаемость нефти резко ( в 1000 раз) возрастает в волновых полях, создаваемых в коллекторе, и существенно ( в 10 раз) снижается для воды. Таким образом, действие волновых полей создает разнонаправленный эффект в отношении проницаемости для основных компонентов пластового флюида. [17]
Известно, что даже малые ошибки измерений приводят к большим погрешностям при дифференцировании экспериментальных данных, поэтому при использовании этого метода возможно значительное искажение вида кривых относительных фазовых проницаемостей, особенно на границах интервала определения. Наибольшее расхождение отмечается, как правило, для фазовых проницаемостей нефти. Это и не удивительно, поскольку на заключительных этапах расход нефти, выходящей из модели, настолько мал, что его величина оказывается сравнимой с ошибками замеров. [18]
 |
Диаграмма фазового состояния двуокиси углерода в зависимости от давления и температуры.| Зависимость вязкости двуокиси углерода ц от температуры при разных давлениях. [19] |
Двуокись углерода в воде способствует разрыву и отмыву пленочной нефти, покрывающей зерна породы, и уменьшает возможность разрыва водной пленки. Вследствие этого капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещаются в поровых каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается. [20]
В заключительных операциях по воздействию кислотой в присутствии ПАВ отработанная рабочая жидкость вымывается материнской нефтью пласта и из него удаляется, что предотвращает засорение пласта остатками, образующимися при распаде минералов и кислот. Окрестность эксплуатационного забоя в связи с этим насыщается нефтью полнее, а это способствует росту фазовой проницаемости нефти. [21]
Для оценки состояния объектов нефтегазодобычи широко используют эмпирические и полуэмпирические соотношения, связывающие друг с другом различные параметры разработки. Так, зная обводненность продукции скважины, можно оценить среднюю нефтенасыщенность пласта, есл И известен вид функций модифицированных фазовых проницаемостей нефти и воды. Однако, информация о последних весьма неточна, поскольку необходимые для их определения данные о распределении проницаемости в слоисто-неоднородном пласте и о кривых фазовых проницаемостей отдельных пропластков зачастую отсутствуют или определены с большой погрешностью. Неточной может оказаться и информация об обводненности продукции. [22]
 |
Изотермический коэффициент. [23] |
Кроме того, немалые трудности имеют место при достоверном определении фазовых проницаемостей в низкопроницаемых коллекторах. На рис. 3, а и 3, б для залежей Ki и БП12 искомые зависимости построены для различных функций фазовой проницаемости нефти при фиксированной зависимости фазовой проницаемости для газа. На рис. 3, в и 3, г исследуемые зависимости построены, наоборот, для разных функций фазовой проницаемости газа при фиксированной зависимости фазовой проницаемости для УВ жидкости от ее насыщенности. [24]
Методика института Типровостокнефть основана на использовании одномерной слоисто-вероятностной двухфазной математической модели пласта, апробированной при прогнозе технологических показателей разработки на месторождениях Урало-Поволжья. Математическая модель пласта и методика расчета технологических показателей разработки позволяет учитывать следующие факторы: комплексную неоднородность коллекторских свойств пласта по проницаемости, пористости, начальной нефтенасыщенности, различие вязкостей и фазовой проницаемости нефти и воды, характер вытеснения ( поршневой или непоршневой) нефти водой, наличие водонефтяных зон, технологические параметры системы разработки. [25]
Нефть, вытесненная из микропор в промытые водой макропоры, вследствие гистерезиса не сразу приобретает подвижность, поэтому происходит обратное насыщение крупных пор нефтью до тех пор, пока фазовая проницаемость последней не станет отличной от нуля. После этого происходит относительно быстрый фильтрационный вынос нефти из крупных пор. При достижении критической насыщенности фазовая проницаемость нефти резко понижается и начинается повторное насыщение ею крупных каналов. [26]
 |
Характеристические функции при вытеснении нефти раствором активной примеси. [27] |
Как и при вытеснении нефти водой функция Баклея-Леверетта /, как видно из (10.7), равна доле воды в потоке. Но при вытеснении нефти раствором активной примеси / зависит не только от насыщенности, но и от концентрации примеси с. Из (10.8) видно, что при увеличении вязкости воды и фазовой проницаемости нефти, уменьшении вязкости нефти и фазовой проницаемости воды с ростом концентрации с функция Баклея-Леверетта уменьшается. [28]
Как установлено ранее, пористая среда увеличивает давление насыщения. В присутствии глины приращение давления насыщения составляет до 4 МПа. Это позволило предположить, что коэффициент Продуктивности уменьшается вследствие выделения газа в пласте, резкого уменьшения фазовой проницаемости нефти и, как следствие, дебита скваж ины. [29]
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. [30]
Страницы: 1 2 3