Cтраница 2
Снижение газосодержания приводит к увеличению вязкости нефти. [16]
Но при больших концентрациях смолы способствует увеличению вязкости нефти. Таким образом, асфальтено-смолитые вещества в определенных концентрациях подавляют способность парафинов образовывать кристаллическую решетку и тем самым смещают начало процесса структурообразования в область более низких температур. [17]
Снижение температуры по длине нефтепровода приводит к увеличению вязкости нефти и увеличению гидравлического уклона. В этих условиях расчет нефтепровода как изотермического ограничено относительно небольшой длиной, увеличивающейся к концу участка между ТС. Общие потери напора определяются как сумма потерь на отдельных участках. Чем выше заданная точность расчета, тем на большее число подучастков должен быть разбит участок между ТС. [18]
Снижение температуры по длине нефтепровода приводит к увеличению вязкости нефти и увеличению гидравлического уклона. В этих условиях расчет нефтепровода как изотермического ограничено Относительно небольшой длиной, увеличивающейся к концу участка между ТС. Общие потери напора определяются как сумма потерь на отдельных участках. Чем выше заданная точность расчета, тем на большее число подучастков должен быть разбит участок между ТС. [19]
Анализ полученных результатов показывает, что при увеличении вязкости нефти - при увеличении соотношения по-движностей вытесняющего агента и нефти - резко уменьшается критическая величина V2 - расчетной послойной неоднородности продуктивных пластов. [20]
Для случая lc ilc Lln - наоборот, при увеличении вязкости нефти подпор перед станцией АЯс 1 увеличивается. [21]
Сравнение с примером 1 показывает, что при прочих равных условиях увеличение вязкости нефти в 10 раз приводит к уменьшению коэффициента нефтеотдачи в 0 346 / 0 2861 21 раза. [22]
Используя опытные данные Леверетта [344], А. М. Пирвердян показал, что с увеличением вязкости нефти водо-нефтяная зона растет, а следовательно, растет водный период эксплуатации залежи. [23]
Однако здесь, как и в предыдущем случае, требуется проверка возможности увеличения вязкости нефти. Если возможность такого положения не исключается на какой-то период времени, то за расчетную вязкость следует принимать ту, которая соответствует не полностью разрушенной структуре, а большую. Затем к расчетному напору, необходимому для перемещения нефти по трубе, следует прибавить величину, соответствующую величине тт, указанной на рис. V.13. Опыт показывает, что снижение гидравлических сопротивлений при перемещении по трубе структурированных парафи-нистых нефтей с температурой, близкой к температуре их застывания, можно получить, если в нефть добавить пластовую воду в количестве, при котором вода стала бы средой, а нефть - фазой в ней. [24]
Как указывалось выше, полнота извлечения нефти из нефтеносного пласта снижается с увеличением вязкости нефти. Этот показатель зависит, кроме того, от ряда других факторов, как проницаемость формации или наличие газо - или водонапорного режима. В зависимости от сочетания условий от 50 почти до 100 % нефти, находящейся, как известно, в пласте, может оказаться не извлеченной в процессе первичной разработки. Из вторичных методов добычи наиболее широко применяется вытеснение нефти водой или заводнение. [25]
Снижение коэффициента продуктивности по нефти означает увеличение фильтрационного сопротивления для нефти и равносильно увеличению вязкости нефти. Таким образом, снижение забойного давления добывающих скважин ниже давления насыщения превращает маловязкую и средневязкую нефть в средневяз-кую и высоковязкую. Поэтому в последующий период эксплуатации добывающих скважин после начала обводнения снижение их забойного давления ниже давления насыщения, особенно при ограничении по техническим причинам объемов закачки воды и отбора жидкости, малоэффективно или вообще неэффективно. [26]
Аналогично влияние и вязкости нефти на прирост нефтеотдачи при полимерном заводнении: с увеличением вязкости нефти эффективность от закачки оторочки полимера возрастает. [27]
Анализ коэффициента вытеснения нефтей различной вязкости из карбонатных коллекторов указывает, что с увеличением вязкости нефти от 20 мПа с до 120 мПа с коэффициент вытеснения уменьшается от 0 59 до 0 32, то есть почти в два раза. Поиск путей снижения вязкости нефти для обеспечения полноты выработки карбонатных коллекторов следует вести с учетом этого обстоятельства По-видимому, это возможно достичь в результате применения термозаводнения. [28]
Для случая lc i / c L / n, наоборот, при увеличении вязкости нефти подпор перед станцией с 1 возрастает. [29]
Нефтенасыщенность пористой среды в зоне стабилизированного водонефтяного вала может быть различной: она возрастает с увеличением вязкости нефти и уменьшением гидрофильности коллектора. [30]