Вытесняющая фаза

Cтраница 2

Установлено, что количество вытесняющей фазы, необходимое для полного извлечения нефти, возрастает с увеличением соотношения вязкостей нефти и растворителя. [16]

Во-вторых, в процессах вытеснения обычно вытесняющая фаза является менее вязкой. Хотя существование зоны смеси значительно увеличивает сопротивление за фронтом, все же в некоторых случаях оно может быть и меньше сопротивления впереди фронта. В работе Тейлора и Саффмана [57] показано, что если сопротивление i / k перед фронтом вытеснения больше, чем за фронтом, то течение будет неустойчивым. Это явление заключается в том, что одномерность течения нарушается и вода вторгается в область, занятую нефтью, языками. По-видимому, при больших значениях критерия Hi образование этих языков обводнения задерживается, так как капиллярные силы стремятся выровнить фронт. При моделировании всегда следует иметь в виду возможность потери устойчивости течения. Течение после потери устойчивости должно быть исследовано отдельно. [17]

Если же учесть высокую подвижность вытесняющей фазы ( в подавляющем большинстве случаев вязкость растворителя в несколько раз меньше вязкости нефти), то даже незначительного градиента давления в сторону низкопроницаемого слоя достаточно для перетока. [18]

При этом мицеллярный раствор считается частью вытесняющей фазы, содержащиеся же в нем поверхностно-активные вещества ( вместе с растворителями) выделяются в отдельную компоненту этой фазы. [19]

Таким образом, объемный расход сжимаемой вытесняющей фазы на выходе превышает объемный расход этой фазы в случае ее несжимаемости. [20]

На рис. 15 приведены распределения насыщения вытесняющей фазой ( рис. 14, а) и расположения этой фазы на момент прорыва ( рис. 14, б) при использовании пятиточечной схемы расстановки скважин, полученная Дж. Как видно из рис. 15 практическое ОНИ при прорыве определяется как участками межскважинной области, не охваченными процессами вытеснения, так и округленными со всех сторон участками нефти. Размеры этих участков колеблются в очень широких пределах. [21]

Прибор для измерения капиллярного давления при помощи полупроницаемой перегородки ( по Велге и Бруку. [22]

Размер пор должен быть таким, чтобы выбранная вытесняющая фаза не прорывалась через мембрану до тех пор, пока приложенное к вытесняющей фазе давление не превысит максимального давления, требуемого в эксперименте. Для изготовления таких диафрагм используются различные материалы, в том числе молотое стекло, фарфор, целлофан и другие. Мембрана насыщается жидкостью, служащей в качестве вытесняемой. Испытуемый керн устанавливается на мембрану ( для создания хорошего контакта между мембраной и керном помещается соответствующий материал, например клинекс) и к нему прикладывается давление вытесняющей фазы, периодически увеличивающееся на небольшую величину. При каждом давлении керн выдерживается некоторое время для достижения состояния статического равновесия. При применении этого метода может быть использовано любое сочетание различных фаз: газа, нефти и воды. Весь цикл определения кривой капиллярного давления методом пористой диафрагмы занимает много времени и для одного керна составляет 10 - 40 суток. Это объясняется тем, что при каждом значении приложенного давления по мере приближения системы к равновесным условиям перепад давления, под действием которого происходит вытеснение, становится исчезающе малым. По мере снижения насыщенности уменьшается эффективная проницаемость для смачивающей фазы, что также приводит к уменьшению скорости достижения равновесия. [23]

Физически это означает, что если вязкость вытесняющей фазы больше, чем вытесняемой, процесс вытеснения имеет поршневой характер. Если же больше вязкость вытесняемой фазы, фронт вытеснения размывается. Качественное различие вида решения при значениях параметра [ ло, больших и меньших единицы, связано с вопросом об устойчивости фронта вытеснения, рассматриваемым в § 5 настоящей главы. [24]

В частности обнаружено, что вязко-пластичные свойства вытесняющей фазы ( воды) должны благоприятно повлиять на процесс вытеснения ( растет расчетная насыщенность на скачке и увеличивается нефтеотдача), тогда как те же свойства вытесняемой фазы ( нефти) должны ухудшать показатели разработки. [25]

Физически это означает, что если вязкость вытесняющей фазы больше, чем вытесняемой, процесс вытеснения имеет поршневой характер. Если же больше вязкость вытесняемой фазы, фронт вытеснения размывается. Качественное различие вида решения при значениях параметра цо, больших и меньших единицы, связано с вопросом об устойчивости фронта вытеснения, рассматриваемым в § 5 настоящей главы. [26]

Отсюда вытекает, что при учете сжимаемости вытесняющей фазы остаточная насыщенность будет меньше, чем при пренебрежении сжимаемостью этой фазы. [27]

Второе равенство в (5.13) выражает условие непротекания вытесняющей фазы на стенке скважины. [28]

При вытеснении нефти из пласта растворителями в качестве вытесняющей фазы используются растворимые в нефти сжиженные пропан, бутан, смесь пропана с бутаном. В пласте они смешиваются с нефтью, уменьшая ее вязкость, что ведет к увеличению скорости фильтрации. [29]

При этом мицеллярный раствор ( МР) считается частью вытесняющей фазы, а содержащиеся в нем поверхностно-активные вещества ( вместе с растворителями) выделяются в отдельную компоненту этой фазы. Концентрация ПАВ существенно влияет на вязкость и на фазовую проницаемость вытесняющей жидкости, а также на разность давлений в фазах. В этом смыс ле термин сорбция является условно обобщенным. [30]

Страницы: 1 2 3 4