Противоток - нефть
Cтраница 2
В послойно заводненном пласте капиллярное движение нефти и воды обоих этих видов обусловливает выравнивание насыщенности заводненных и нефтенасыщенных слоев вследствие взаимного обмена жидкостями и межслойных противотоков нефти и воды. При пленочном внедрении воды встречное движение происходит в пределах отдельных поровых каналов. По поверхности каналов вода внедряется в нефтенасыщенную зону, а по центральной части их нефть движется во встречном направлении в водонасыщенную зону. Менисковое внедрение воды в нефтенасыщенную зону происходит по каналам меньшего диаметра ( сечения), нефть из них вытесняется в более крупные каналы, а по ним - в заводненную зону. [16]
В послойно заводненном пласте оба этих вида капиллярного движения нефти и воды направлены на выравнивание насыщенности заводненных и нефтенасыщенных слоев вследствие взаимного обмена жидкостями и межслойных противотоков нефти и воды. При пленочном внедрении воды встречное движение происходит в пределах отдельных поровых каналов: по поверхности каналов вода внедряется в нефтенасыщенную зону, а по центральной их части нефть движется во встречном направлении в водонасыщен-ную зону. [17]
Однако в этом аппарате произошло явное ухудшение эффективности газовыделения, что связано с резким сокращением или полной ликвидацией зоны пленочного разгазирова-ния нефти, а также с отсутствием противотока нефти и газа. По существу, единственным фактором, имеющим возможность влиять на полноту газовыделения в горизонтальном сепараторе, является время отстоя нефти, что подтверждается действующей методикой проектных расчетов газонефтяных сепараторов конструкции ЦКБН. [18]
Изучение влияния капиллярного эффекта при импульсном воздействии на пласты приводит к выводу об усилении процесса пропитки нефтенасыщенных менее проницаемых слоев, зон и каналов водой из смежных заводненных и проявляется в виде встречных движений - противотоков нефти и воды. [19]
Возможны два типа газонапорного режима: 1) нефть вытесняется фронтом газа, поступающего из естественной или искусственной газовой шапки, без противотока нефти и газа в пласте; 2) газовая шапка расширяется за счет противотока нефти и газа внутри нефтяной зоны под действием гравитационных сил. [20]
Наибольший практический интерес представляет режим растворенного газа - газонапорный с образованием вторичной газовой шапки. В иностранной литературе этот режим называется: растворенного газа - газонапорный с противотоком нефти и газа. [21]
Образование газовой шапки сопровождается интенсивным разделением нефти и газа под действием гравитационных сил, так как плотность газа меньше плотности нефти. Если проницаемость пласта в вертикальном направлении ничтожна из-за присутствия прослойков глины или других непроницаемых пород, активный противоток нефти и газа может быть в значительной степени ослаблен; однако пассивное разделение может все же произойти под влиянием расширения существовавшей ранее в пласте газовой шапки или при закачке газа в верхнюю часть структуры. Добыча нефти из пласта с газовой шапкой - это такой процесс, в котором в полной мере участвует сила тяжести; поэтому его часто называют гравитационным дренированием. [22]
Рассмотрен метод прогноза показателей заводнения неоднородных пластов с учетом межслойной капиллярной пропитки в заводненных зонах пластов. Получены зависимости для определения динамики коэффициента охвата заводнением пластов и содержания нефти в добываемой продукции при условии межслойных капиллярных противотоков нефти и воды. Дополнительный коэффициент охвата заводнением пластов вследствие капиллярных процессов может достигать 8 - 16 % и более в зависимости от состояния заводнения пластов, а также физико-геологических и поверхностно-молекулярных свойств системы. [23]
 |
К расчету скорости. [24] |
Прежде всего это связано с резким сокращением или полной ликвидацией зоны пленочного разгазирования нефти, а также отсутствием противотоков нефти и газа. По существу, единственным фактором, имеющим возможность влиять на полноту газовыделения в горизонтальном сепараторе, остается время отстоя нефти, что подтверждается действующими методами расчетов газонефтяных сепараторов конструкции ЦКБН. [25]
Для осуществления рассматриваемого процесса необходимо, чтобы внутри нефтяной зоны создавалась и непрерывно поддерживалась газовая фаза. Эта газовая фаза образуется нри простом режиме растворенного газа, который развивается в пласте до того, как возникнет газонапорный режим с противотоком нефти и газа. Закачка газа в газовую шапку не производится, в противном случае активное отделение газа может быть исключено. Поэтому рассматриваемый режим в начальной стадии описывается уравнениями режима растворенного газа. [26]
Механизм процессов, обусловивших эффективность консервации залежи ( цикличного отбора жидкости), аналогичен процессам, происходящим при импульсном воздействии на пласты при цикличной закачке воды. Это - межслойное перемещение нефти из менее проницаемых слоев в заводненные более проницаемые вследствие возникновения переменных по знаку перепадов давления между различно насыщенными слоями и капиллярных противотоков нефти и воды. Нефть же, перетекая по всей площади залежи из нефтенасыщенных слоев в более проницаемые заводненные слои, извлекалась вместе с водой при последующей эксплуатации. Вследствие дополнительного притока нефти с водой из заводненных слоев и снижения их фазовой проницаемости для воды после консервации уменьшалась обводненность добываемой продукции. [27]
Расчет процесса разработки пласта при газонапорном режиме без противотока нефти и газа внутри нефтяной зоны и определение нефтеотдачи при этом режиме могут быть произведены по видоизмененным уравнениям режима растворенного газа. Фронтальное вытеснение нефти газом может образоваться в результате расширения естественной газовой шапки или в результате закачки в верхнюю часть структуры части / добываемого из пласта газа. Закачка газа в пласт препятствует противотоку нефти и газа в нефтяной зоне, так как создаваемое в газовой шапке давление изменяет в обратную сторону градиент давления, под действием которого ранее газ перемещался из нефтяной зоны в газовую шапку. [28]
Нефть, прошедшая дегндраторы и емкость Е-3, рабочим насосом Н-3 ( второй насос резервный) подается на стабилизацию через теплообменники Т-2. Она поступает в среднюю часть стабилизационной колонны, где поддерживается постоянная температура 210 С. Нагрев в теплообменниках Т-2 происходит противотоком нефти, выходящей из стабилизационной колонны. [29]
Поэтому при наличии сообщаемое между каналами существует перепад капиллярных давлений. За счет этого перепада давления и возможен капиллярный противоток нефти и воды - менисковое внедрение воды в нефтенасыщенную зону по мелким каналам с вытеснением нефти по наиболее крупным каналам в заводненные слои. Причем в один крупный поровый канал нефть может вытесняться из нескольких каналов меньшего сечения одновременно или поочередно в соответствии с балансом расхода нефти и воды и замедлением движения менисков в расширениях каналов. [30]
Страницы: 1 2 3