Рост - вязкость - нефть
Cтраница 1
Рост вязкости нефти сопровождается соответствующим снижением подвижности с разрушенной структурой при ее фильтрации в песчанике. [1]
Исследования показывают, что с ростом вязкости нефти сильнее проявляются различные местные неоднородности физических свойств пород, способствующие возникновению небольших -, но многочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо промываемых. Значительное влияние на величину нефтеотдачи пластов ока-I зывает большая удельная поверхность пород. Нефть гидрофобизует поверхность твердой фазы, и часть нефти, находящейся в пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишь специальными методами воздействия. [2]
Исследования показывают, что с ростом вязкости нефти более сильно проявляются различия неодно-родностей коллекторских свойств в процессе вытеснения нефти водой. [3]
 |
Зависимость вязкости нефти от обводненности, доли ед.. [4] |
В пределах обводненности 0 - 0 1 уже происходит рост вязкости нефти, однако размер капель не влияет на реологические параметры жидкости. [5]
Оказалось, что с увеличением содержания асфальтосмолистых веществ, а также с ростом вязкости нефти коэффициент вытеснения водой снижается от 0 842 в случае для залежи Д-IV Шкаповского месторождения до 0 710 - для пласта C-I Ар-ланского месторождения. [6]
С ростом проницаемости ( рис. 4.5.8, вариант 8) тенденция уменьшения КИН с ростом вязкости нефти сохраняется, но отличие значений существенно меньше. Следовательно, уменьшение проницаемости усиливает роль вязкости нефти. [7]
Известно, что при вытес нении ньютоновских нефтей из однородных и неоднородных пластов с ростом вязкости нефти нефтеотдача падает. При вытеснении аномально вязкой нефти водой возможны две противоположные тенденции: с одной стороны, с рос-том скорости ( или градиента давления) возрастает вязкость, следовательно, снижается нефтеотдача, с другой стороны, рост кажущейся вязкости более заметен в крупных порах и проницаемых участках, что приводит к выравниванию фронта вытеснения в зонах разной проницаемости и повышению нефтеотдачи. В связи с этим зависимость нефтеотдачи от вязкости, скорости фильтрации и степени неоднородности пласта для таких нефтей несколько иная, чем для вязкопластичных. Таким образом, на основании вышеизложенных соображений можно предположить, что проявление упругих свойств усложняет зависимость нефтеотдачи от вязкости нефти, и для изучения этого вопроса необходима постановка специальных экспериментальных исследований. [8]
Известно, что при вытеснении неньютоновских нефтей как из однородных, так и из неоднородных пластов с ростом вязкости нефти нефтеотдача падает. При вытеснении вязкоупругой нефти водой с ростом скорости ( или градиента давления) будет возрастать вязкость ( что должно приводить к снижению нефтеотдачи), а рост кажущейся вязкости будет более заметным в более крупных порах и более проницаемых участках, что приведет к выравниванию фронта вытеснения в зонах разной проницаемости и повышению нефтеотдачи. В связи с этим зависимость нефтеотдачи от вязкости, скорости фильтрации и степени неоднородности пласта для вязкоупругих нефтей будет несколько иной, чем для ньютоновских. Рассмотрим подробнее влияние вязкоупругих свойств нефти на фильтрацию и нефтеотдачу в неоднородных пластах. [9]
Откачка нефти небольшой вязкости связана в основном с нагрузками инерционного характера. С ростом вязкости нефти в общем балансе сил, действующих в точке подвеса штанг, существенно начинает возрастать доля гидродинамического трения колонны штанг о жидкость. Согласно исследованиям [8, 14, 47, 73] при вязкости нефти в насосно-компрессорных трубах НКТ ( среднее значение) более 0 1 - 0 15 Па-с расчет нагрузок на оборудование необходимо уже производить на базе закономерностей гидродинамического трения штанг о жидкость. Величину трения обычно рассчитывают для средней части хода колонны штанг, т.е. в момент максимальной скорости ее движения. [10]
При создании своей методики Поэтман и Карпентер не учитывали влияние вязкости жидкости на гидродинамику движения газожидкостной смеси, объясняя это высокой степенью турбулизации потока в процессе движения его по трубам. Однако с ростом вязкости нефти для одних и тех же условий лифтирования происходит снижение числа Рейнольдса, что приводит к ламинаризации газожидкостного потока. [11]
Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды способствует уменьшению нефтеотдачи. По результатам исследований с ростом вязкости нефти сильнее проявляются различные местные неоднородности физических свойств пород, способствующие возникновению небольших, но многочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо ею промываемых. [12]
Способ НС характеризуется большей точностью и стабильностью результатов при прогнозировании показателей разработки. Но следует учитывать, что с ростом вязкости нефти погрешность результатов по этому способу увеличивается. При экстраполяции графика до обводненности более 90 % погрешность тоже возрастает. Извлекаемые запасы нефти ( при экстраполяции до 99 % - ной обводненности) определяют с ошибкой, меньшей, чем при установлении ВНФ. Это связано с тем, что по способу НС ( как и по всем способы прогнозирования) предсказывается монотонное возрастание обводненности. Фактически на уровне 93 - 97 % обводненность продукции может оставаться постоянной в течение многих лет. [13]
Более высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды обусловливает уменьшение нефтеотдачи. Результаты исследований показывают, что с ростом вязкости нефти сильнее проявляются различные неоднородности в физических свойствах пород, обусловливающие возникновение небольших, но многочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо промываемых. [14]
Полученные результаты хорошо согласуются с общими представлениями о влиянии различных факторов на коэффициент вытеснения нефти водой. С увеличением проницаемости коллектора коэффициент вытеснения повышается, а рост вязкости нефти ведет к его снижению. Вполне закономерно и то, что параметр Кс входит в расчетные формулы (3.9) и (3.11) со знаком плюс, а параметр Ка - со знаком минус. Известно, что смолистые компоненты снижают адсорбцию асфальтенов из нефти на поверхности породы и уменьшают прочность межфазной пленки на границе нефть-вода, обусловленную адсорбцией асфальтенов. Кс и Ка незначительно повышает коэффициент корреляции расчетной формулы. Это еще раз подтверждает более высокую степень взаимодействия карбонатной поверхности с полярными компонентами нефти по сравнению с терригеннои. [15]
Страницы: 1 2