Вид - фазовая проницаемость
Cтраница 1
Вид фазовых проницаемостей практически не зависит от того, в какой фазе находятся вещества, снижающие поверхностное натяжение, а определяется свойствами несущих фаз и пористой среды. [1]
Влияние вида фазовых проницаемостей на динамику профиля насыщенности коллектора после обработки скважины пропаном прослеживания по рис. 5.53, на котором представлено изменение во времени профиля насыщенности после обработки в расчетных вариантах ЗЖ-6Ж. Характерно для этих расчетных вариантов ( как и для вариантов 1Ж - 2Ж) образование в результате обработки жидкостного вала на некотором удалении от скважины. Несколько большие значения насыщенности в жидкостном вале для варианта 5Ж объясняются большим количеством закачанного в скважину пропана. В зоне радиусом до 10 м от скважины конденсатонасыщенность коллектора в результате воздействия уменьшается до значений, равных нулю. Таким образом, нагнетание растворителей позволяет удалить конденсат из зоны, наиболее подверженной накоплению ретроградной жидкости. [2]
Цн / ( гв и вида фазовых проницаемостей и, следовательно, остается постоянной в течение всего безводного периода вытеснения нефти водой. [3]
Результаты опытов по капиллярному вытеснению нефти и вид экспериментально определенных фазовых проницаемостей для арланских нефтей свидетельствуют о том, что капиллярное давление значительно. Отмеченное же влияние гравитационных сил согласуется с многочисленными данными лабораторных экспериментов по вытеснению нефти водой из насыпных и естественных пористых сред, а также с промысловыми исследованиями распределений нефтенасыщенности в процессе разработки пластов. [4]
Результаты расчетов показывают, что процесс обработки призабойных зон газоконденсатных скважин в определенной мере зависит от вида фазовых проницаемостей коллектора. [5]
Результаты расчетов показывают, что процесс обработки призабойных зон газоконденсатных скважин в определенной мере зависит от вида фазовых проницаемостей коллектора. На рис. 5.31 для некоторых из этих вариантов расчетов показана динамика профиля насыщенности коллектора. [6]
Улучшаются фазовая проницаемость для нефти и смачиваемость породы водой ( изменяется капиллярное давление и, возможно, вид фазовых проницаемостей), снижаются остаточная нефтенасы-щенность и межфазное натяжение. Образовавшаяся в пласте эмульсия может снижать подвижность водной фазы. Адсорбционными явлениями обычно пренебрегают, а всю эмульсию относят к нефтяной псевдофазе. Заметим, что для более детального описания щелочного заводнения необходим учет большего числа компонент, возможно, и фаз, так как эмульсию при определенных условиях следует выделять в отдельную фазу. [7]
Напротив, процесс вторичного накопления ретроградного конденсата в призабойной зоне скважины после ее обработки во многом определяется видом фазовых проницаемостей. На этапе последующей ( после обработки) эксплуатации скважины поступление промежуточных и более тяжелых углеводородных компонентов в призабойную зону скважины осуществляется также за счет переноса их в газовой фазе. Изменение давления у забоя скважины вызывает выпадение части этих углеводородов в жидкую фазу. [8]
Основные параметры рассматриваемых вариантов обработки скважины приведены в табл. 3.7. В их числе: коэффициенты проницаемости пласта и вид фазовой проницаемости ( описаны в разделе 3.3), среднее пластовое давление и депрессия на пласт, а также параметр QT / ( mH), представляющий собой отношение объема нагнетаемого при обработке сухого газа ( приведенного к атмосферным условиям) к произведению толщины пласта на коэффициент пористости. [9]
Основные параметры рассматриваемых вариантов обработки скважины приведены в табл. 5.2. В их числе: коэффициенты проницаемости пласта и вид фазовой проницаемости, среднее пластовое давление и депрессия на пласт, а гакже параметр Qr / ( mH), представляющий собой отношение объема нагнетаемого при обработке сухого газа ( приведенного к атмосферным условиям) к произведению толщины пласта на коэффициент пористости. [10]
Заметим, что влияние гравитационных сил на показатели разработки может быть различным и в отсутствие капиллярных эффектов в однородном по толщине пласте определяется скоростью вытеснения и видом фазовых проницаемостей для нефти и воды. Теоретический анализ и численные эксперименты позволили установить следующее. Если относительная фазовая проницаемость для нефти существенно нелинейна, а для воды близка к прямой ( такой вид фазовых проницаемостей характерен для гидрофильных пластов), то при заводнении может происходить описанный выше эффективный режим вытеснения нефти водой снизу вверх. [11]
Поведение нефтегазовой залежи определяется двумя внутренними характеристиками системы ( долей воды и долей газа в водо-газонефтяном потоке), и уверенность в правильном моделировании свойств нефтегазовой системы может дать только сопоставление расчетов по двум независимым наборам параметров - видам фазовых проницаемостей. [13]
Наличие таких семейств относительных фазовых проницаемостей является одной из особенностей гидродинамического анализа нефтегазовых залежей, поскольку поведение нефтегазовой залежи определяется двумя внутренними характеристиками системы ( долей воды и долей газа в водогазонефтяном потоке), и уверенность в правильном моделировании свойств нефтегазовой системы может дать только сопоставление расчетов по двум независимым видам фазовых проницаемостей. [14]
Скорости фильтрации фаз зависят от вида фазовых проницаемостей, а фазовое равновесие газовой и жидкой фаз в первую очередь определяется значением давления. Компоненты между фазами распределяются таким образом, что выпавший в призабойной зоне ретроградный конденсат находится в равновесии с фильтрующимся газом. [15]
Страницы: 1 2