Время - вытеснение - нефть
Cтраница 2
Указанные ПАВ при концентрации 0 05 % повышают коэффициент вытеснения на 10 - 15 %, уменьшают время вытеснения нефти и расход воды для процесса вытеснения в 1 5 - 2 раза. [16]
Следует отметить, что принятие вязкости воды цв - 0 ( или [ га оо) в условиях радиального движения не вносит столь существенной ошибки в вычисление времени вытеснения нефти из пласта, как при одномерном движении. [17]
Таким образом, сравнение полученных данных процесса капиллярного вытеснения нефти водой и растворами реагента показало, что в рассмотренных случаях растворы смеси монокарбо-новых кислот способствуют лучшему капиллярному вытеснению нефти и значительно сокращают время вытеснения нефти из пористой среды. С увеличением содержания монокарбоновых кислот в растворе количество и темп вытеснения нефти увеличиваются. Это справедливо как для активных, так и для нейтрализованных растворов продукта. [18]
На коллекторские свойства пород, слагающих нефтяной пласт, оказывает существенное влияние их минералогический состав. С увеличением содержания в породе карбонатов и глин уменьшается водопроницаемость коллектора, увеличивается время вытеснения нефти водой и удельный расход воды; снижается, при прочих равных условиях, нефтеотдача пласта. Поэтому влияние карбонизированной воды на коллекторские свойства пород рассмотрено с позиций воздействия ее на карбонаты и глинистый материал пористых сред. [19]
Обычно послойная неоднородность нефтяных пластов по проницаемости бывает достаточно велика. Поэтому доля нефтяных слоев очень низкой проницаемости, доля линий тока и трубок тока, идущих от забоев нагнетательных скважин к забоям добывающих, с очень большим ( предельно большим) временем вытеснения нефти тоже бывает достаточно велика. Поэтому, чем дольше эксплуатируют добывающую скважину, тем больше ее накопленная добыча нефти и соответственно нефтеотдача пластов в зоне действия скважины, а если так сделать по всем добывающим скважинам, то нефтеотдача будет больше в целом по всему эксплуатационному объекту. Однако текущие экономические затраты пропорциональны текущему отбору жидкости, а текущие экономические поступления пропорциональны текущему отбору нефти. И наступает такой момент времени, когда дебит нефти становится таким малым, что текущие экономические поступления не компенсируют текущие экономические затраты и дальнейшая эксплуатация скважин становится убыточной. Отбираемая жидкость обычно состоит из нефти и попутной воды, т.е. вытесняющей воды и воды, поступившей из-за негерметичности скважин из других водоносных пластов. Оказывается, есть предельно допустимая с экономической точки зрения максимальная доля воды ( и минимальная доля нефти) в дебите жидкости. В рамках здравого смысла при осуществлении промышленного процесса добычи нефти эту предельную максимальную долю воды ( максимальную обводненность) все равно приходится соблюдать. [20]
Здесь первое слагаемое представляет собой потерю давления на участке х, занятом толкающей жидкостью, движущейся при ламинарном режиме; второе и третье слагаемое - это потеря давления на участке L - х, занятом вытесняемой жидкостью, движущейся в структурном режим: е, в соответствии с упрощенной формулой Букингема. Подставляя в это уравнение вместо рс максимально допустимое давление / JmaxPig для первого периода и а - bQ2 для второго периода и решая это уравнение совместно с уравнением неразрывности (8.39), аналогично предыдущему случаю определяем время вытеснения нефти, текущей при структурном режиме. [21]
Опыты показали, что селективная изоляция воды в высокопроницаемой модели сразу же после окончания безводного дебита приводит к увеличению объема добываемой нефти как из высокопроницаемой, так и из низкопроницаемой модели пласта. Во второй серии опытов хотя показатели вытеснения нефти из обеих моделей пласта и улучшились, однако они существенно уступают показателям вытеснения, полученным в первой серии опытов: расход воды в первой серии опытов в 2 раза меньше, чем во второй серии и время вытеснения нефти при этом сократилось в 1 56 раза. [22]
Движущийся по пласту газ постепенно обогащается этаном и более тяжелыми углеводородами, а метан, встречаясь со свежими порциями нефти, имеющими давление насыщения ниже давления нагнетаемого газа, растворяется в нефти. Газ, содержащий значительное количество тяжелых углеводородов, уже при сравнительно небольших давлениях и температурах полностью смешивается с нефтью. Нефтеотдача при этом высокая, так как процесс становится близким к тому, который наблюдается во время вытеснения нефти жидким растворителем. [24]
Страницы: 1 2