Снижение - нефтепроницаемость
Cтраница 1
Снижение нефтепроницаемости при температуре свыше 50 - 60 авторы объясняют выделением газа из нефти. [2]
Снижения нефтепроницаемости при эксплуатации не происходит. [3]
Степень снижения нефтепроницаемости зависит от концентрации полярной фазы в нефти. Чем больше ее содержание, тем заметнее снижается нефтепроницаемость. К полярной фазе в нефти, которая способствует снижению нефтепроницаемости, относятся жирные кислоты, высокомолекулярные нафтеновые кислоты и асфальтосмолистые вещества. [4]
Процесс снижения нефтепроницаемости связан с возникновением у стенок пор коллоидизированных слоев [1,2], которые могут разрастись до толщины, соизмеримой с радиусом пор. Такие слои не только уменьшают проницаемость, но в некоторых случаях вызывают большой разброс значений отдельных замеров. Это указывает на то, что иногда коллоидизирован-ные слои могут быть неустойчивыми: то формируются, то срываются и увлекаются потоком нефти, то возникают вновь. Тем самым связанная вода создает более благоприятные условия для движения нефти. В результате скольжения нефти по пленкам воды в некоторых случаях возможно явление сверхпроницаемости. Если нефть была охлаждена ниже 10 С, то термообработка не восстанавливает фильтрационных свойств нефтей. В связи с этим можно предположить, что возникновение коллоидизированных слоев будет тем более вероятно, чем ниже температура хранения нефтей. [5]
Для установления причины снижения нефтепроницаемости в одной или нескольких наиболее характерных для залежи скважинах последовательно осуществляют кратковременные циклическую электротепловую обработку или термоакустическое воздействие. При этом необходим контроль за состоянием призабойной зоны. Испытания прекращаются после получения положительных результатов от применения одного из этих способов. [6]
Это явление аналогично снижению нефтепроницаемости призабойной зоны ствола скважины в результате присутствия фазы свободного газа. Хотя скопление конденсата на забое скважины не является, строго говоря, зональным ущербом, но конденсат оказывает на продуктивную зону то же закупоривающее влияние и его можно интерпретировать при испытаниях производительности газовых скважин и опытах по восстановлению давления. [7]
В экспериментах наблюдается следующая динамика снижения нефтепроницаемости из-за образования поверхностных слоев. [8]
При разработке месторождений с парафинистыми нефтями снижение нефтепроницаемости происходит из-за закупоривания поровых каналов частицами парафина. [9]
С появлением в нефти промыслового парафина интенсифицируется снижение нефтепроницаемости. [10]
В пластах, характеризующихся вертикальной неоднородностью, снижение нефтепроницаемости приводит к серьезным и необратимым последствиям. Причем это снижение охвата продолжается и дальше из-за попадания в призабойные зоны воды, образования водонефтяных эмульсий и выделения газа. Аналогичные причины приводят и к уменьшению охвата пласта заводнением по площади. [11]
Коллектор должен быть прочным и не содержать глинистые включения, так как при воздействии паром возможно набухание глин и снижение нефтепроницаемости. [12]
Как показано в табл. 49, водопроницаемость естественных пород после их обработки обратной эмульсией может снижаться в 30 раз. Относительное снижение водопроницаемости выше для более проницаемых образцов, снижение нефтепроницаемости незначительно. Это обеспечивает избирательность обработки кислотным раствором менее проницаемых толщин. При закачке эмульсии отмечается рост давления закачки, свидетельствующий о снижении водопроницаемости более проницаемых интервалов. [13]
Авторы на образцах кернов Ромашкинского месторождения исследовали влияние пластовой воды и 0 1 % - ных растворов ОП-10 и сульфонола ГП-3 на фильтрационные характеристики этих кернов в условиях максимально приближенных к пластовым. Данные этих экспериментов ( табл. 34) свидетельствуют о снижении нефтепроницаемости кернов в полтора и более раза после фильтрации растворов ПАВ по сравнению с пластовой водой. Наряду с относительно более высокой проницаемостью растворов ПАВ в керн - это служит подтверждением факта образования стойких прямых эмульсий, затрудняющих продвижение нефти к выходу из керна. [14]
При вскрытии продуктивного пласта в процессе бурения с использованием промывочной жидкости на водной основе фильтрат последней за счет перепада давления, действующего из скважины в пласт, проникает в призабойную зону. В результате этого происходят некоторые необратимые процессы, приводящие к снижению нефтепроницаемости коллектора, а иногда и к полной закупорке перового пространства. [15]
Страницы: 1 2