Вязкоупругое свойство - нефть
Cтраница 1
Вязкоупругие свойства нефтей обнаружены в основном у тяжелых высокосмолистых и битумообразных нефтей. Нефти, содержащие в составе значительное количество асфальтенов и парафинов, относят к сложным аномальным системам, в которых на различных стадиях деформации могут проявиться вязкоупругие, пластичные, тиксотропные свойства. Наиболее простой способ обнаружения вязкоупругих свойств у аномальных нефтей основан на эффекте Вейссенберга, который заключается в следующем. Если вращать цилиндр ( ротор) в емкости, в которую помещена обычная вязкая жидкость, то она за счет центробежных сил устремляется от ротора и образует углубление. В среде, проявляющей вязкоупругие свойства, жидкость поднимается по цилиндру. Это эффект обнаружен у большинства аномальных нефтей Средней Азии, Азербайджана, Республики Коми и других, которые содержат большое количество асфальтенов и смол. В парафинистых нефтях этот эффект проявляется слабо. [1]
 |
График изменения расхода жидкости во времени.| График, построенный в результате обработки экспериментальных данных. [2] |
Вязкоупругие свойства нефтей могут быть эффективно использованы при бурении интервалов с аномальными нефтями. В частности, можно предполагать возможность бурения этих интервалов при гидродинамическом давлении в скважине значительно ниже пластового. [3]
Вязкоупругие свойства нефтей обнаружены в основном у тяжелых высокосмолистых и битумообразных нефтей. [4]
Исследованы вязкоупругие свойства нефтей и разрушение водонеф-тиных эмульсий вязких пефтем северных месторождений Коми АОСР. Показаны особенности и пути повышения эффективности паротеплоного воздействия на залежи вязкой нефти. [5]
Как показали результаты экспериментальных исследований, вязкоупругие свойства нефти способствуют увеличению коэффициента вытеснения в однородном пласте и коэффициента охвата в неоднородном. При увеличении температуры вязкоупругие свойства ослабляются, что ухудшает характеристики вытеснения. Таким образом, при повышении температуры прослеживаются две противоположные тенденции. Снижение вязкости нефти приводит к уменьшению отношения ц, что улучшает вытеснение нефти из пористой среды; ослабление вязкоуп-ругих свойств нефти, наоборот, приводит к ухудшению характеристик этого процесса. В результате зависимость нефтеотдачи от температуры может иметь аномальный немонотонный характер. Это подтверждается результатами лабораторных экспериментов, а также данными эксплуатации конкретных месторождений. Данный эффект необходимо иметь в виду при проектировании и анализе результатов теплового воздействия на пласты с тяжелыми нефтями. [6]
Фактор - содержание смол - выбран по той причине, что, как установлено многочисленными исследованиями, именно наличие смоло-асфаль-теновых фракций определяет вязкоупругие свойства нефтей. [7]
В этот период забойные давления, по-видимому, были близки к давлению насыщения. В таких случаях в условиях призабойных зон проявляются вязкоупругие свойства нефти: приток газожидкостной смеси к забою происходит не только за счет прямого перепада давлений пласт - скважина, но и за счет упругого запаса вязкоупругой системы нефть - пласт. Этот период продолжается в среднем от 6 до 8 месяцев и редко больше, в то время как продолжительность эксплуатации скважин составляет 10 - 12 лет. К началу заключительного периода газовые факторы снижаются до 2 - 3 м8 / м3, в продукции появляется пластовая вода. Фонтанирование полностью прекращается, когда содержание воды достигает 30 %, и скважины переводятся на глубиннонасосный способ эксплуатации. [8]
В этот период забойные давления были близки к давлению насыщения. В таких случаях уже в призабойной зоне проявляются вязкоупругие свойства нефти; приток газожидкостной смеси происходит не только под действием прямого перепада давлений пласт - скважина, но и за счет упругого запаса вязкоупругой системы нефть - пласт. Период фонтанирования продолжается в среднем от 6 до 8 мес и редко больше, в то время как общая продолжительность эксплуатации скважин составляет 10 - 12 лет. К началу заключительного периода газовые факторы снижаются до 2 - 3 м3 / м3, и продукции появляется пластовая вода. Фонтанирование полностью прекращается, когда содержание воды достигает 30 %, и скважины переводятся на насосный способ эксплуатации. [9]
 |
Зависимость коэффициента вытеснения в малопроницаемом слое при t 60 С. [10] |
Проведенные исследования показали, что тяжелые нефти обладают вязкоупругими свойствами. На основании лабораторных и промысловых данных сделаны оценки вязкоупругих свойств нефти, но эти оценки локальные, найденные по результатам исследования кернов и скважин, и поэтому они не отражают вязкоупругие свойства нефти по всему месторождению. С другой стороны, существующие данные показывают, что упругий запас залежи за счет вязкоупругих свойств нефти может быть значительно больше, чем рассчитанный общепринятым способом. [11]
Для тяжелых нефтей, которые характеризуются вязкоупругими свойствами, вязкость в пористой среде возрастает с увеличением скорости фильтрации. Таким образом, вязкоупругие свойства нефтей способствуют выравниванию профиля притока в скважину из неоднородного по разрезу пласта. [12]
 |
Данные эксплуатации опыт-ного участка. [13] |
Такое большое отличие трудно объяснить неточностью определения исходных данных, например, гидропро-водности пласта или пьезопроводности, так как в этом случае пьезопро-водность должна быть раз в 50 меньше расчетного значения. Предположение о влиянии контура питания также несостоятельно, так как в этом случае оценка расстояния до контура питания, сделанная по формулам Дюпюи, дает значение, лежащее в пределах одного-двух радиусов опытного участка. Поэтому можно считать, что низкие падения давления объясняются вязкоупругими свойствами нефти. [14]
Страницы: 1