Лучшее вытеснение - нефть
Cтраница 1
Лучшее вытеснение нефти водой, содержащей ПАВ, связано также с сильным влиянием ПАВ на реологические свойства нефти. [1]
Лучшее вытеснение нефти при магнитной обработке происходит из-за коагуляции глинистых частиц вследствие роста рН или повышения активности отрицательных ионов, поскольку коагуляция снижает величину адсорбционной поверхности для нефти. [2]
ПАВ способствуют лучшему вытеснению нефти водой, содержащей ПАВ, т.е. увеличивается коэффициент вытеснения. Под действием ПАВ интенсивнее происходит диспергирование нефти в воде и стабилизация образующейся дисперсии. [3]
Представляют интерес термические и электрические свойства пород: первые - потому, что в целях лучшего вытеснения нефти из пласта мы можем воздействовать на нее теплом; вторые потому, что по электрическим свойствам мы можем определить наличие нефтяного коллектора. [4]
Представляют интерес термические и электрические свойства пород: первые - потому, что в целях лучшего вытеснения нефти из пласта воздействуют на него теплом; вторые - потому, что по электрическим свойствам мы можем определять наличие нефтяного коллектора: он характеризуется повышенным электрическим сопротивлением. [5]
Необходимо отметить, что наличие карбонатов в составе пористой среды с увеличением размера оторочки способствует лучшему вытеснению нефти, чем в пористых средах с чистым кварцевым песком. [7]
Таким образом, успех любого предлагаемого реагента для увеличения нефтеотдачи пластов определяется не только его благоприятными физико-химическими свойствами, что способствует лучшему вытеснению нефти, но и возможностью получения его в достаточно больших количествах и нужного качества. [8]
Не менее обширна область применения компрессоров в нефтяной промышленности: на нефтяных промыслах - при нагнетании газа или воздуха в нефтяные пласты с целью поддержания пластового давления и лучшего вытеснения нефти на поверхность земли, при извлечении нефти из скважин методом эрлифта или газлифта; на нефтеперерабатывающих заводах - в процессах переработки нефти. [9]
Из сравнения табл. 4 и 5 следует, что на количество вытесненной модельной нефти влияет изменение частоты f, а на продолжительность безводного периода оно не влияет. Это объясняется тем, что при вибрации вследствие выравнивания фронта вытеснения происходит более лучшее вытеснение модельной нефти. [10]
Таким образом, как это было установлено исследованиями Г. А. Бабаляна [15], с увеличением концентрации полярных веществ в нефти наблюдаются следующие явления. С одной стороны, снижается поверхностное натяжение на контакте нефть - вода, что содействует лучшему вытеснению нефти водой из призабойной зоны скважины в глубь пласта; с другой стороны, увеличивается прочность связи нефти с твердой поверхностью частиц, что препятствует вытеснению нефти водой. [11]
Одним из способов повышения эффективности эксплуатации обводненных скважин является перевод их на форсированный режим отбора жидкости. Это приводит к вовлечению в работу малопроницаемых пропластков за счет перетока из них нефти, в более проницаемые зоны, из которых отбирают нефть под, действием перепада давления, возникающего при форсировании отбора жидкости. Увеличение дебита и, соответственно, скоростей фильтрации способствует также лучшему вытеснению нефти из пласта. Перевод скважин на форсированный отбор оправдано лишь в том случае, когда увеличение дебита жидкости приводит к увеличению дебита нефти. Очевидно, что если при увеличении дебита жидкости дебит нефти снижается, проведение данного мероприятия нецелесообразно. Поэтому скважины для перевода на форсированный режим выбирают следующим образом. Имея данные о дебите жидкости, воды и нефти за некоторый промежуток времени, определяют коэффициент корреляции между дебитами жидкости и нефти. Если он положителен, то увеличение дебита скважины по жидкости приводит к росту дебита нефти и данную скважину целесообразно переводить на форсированный режим. Если же корреляция между дебитами жидкости и нефти отрицательная, то проводить данное мероприятие не следует. В качестве показателя статистической связи между дебитами удобно использовать коэффициент ранговой корреляции. [12]
Для увеличения притока нефш из пластов с терри генными коллекторами пласт обрабатывают концентрированной серной кислотой. Эффект обработки достигается в результате снижения вязкости пластовых жидкостей за счет теплоты, выделяющейся при смешивании серной кислоты с водой. Вода при этом насыщается ПАВом, и межфазное натяжение на границе вода - нефть снижается. Это способствует лучшему вытеснению нефти из пласта. [13]
Изучение всех указанных выше данных позволит более точно оценить возможную нефтеотдачу при проведении тех или иных мероприятий по воздействию на пласт и применения соответствующих схем размещения скважин. Важным дополнением к этому являются учет опыта разработки аналогичных месторождений и предварительные экспериментальные работы по воздействию на пласт на каком-либо ограниченном участке пласта. Необходима также оценка темпа и норм отбора жидкости, так как от градиента давления зависит скорость течения жидкости. Значительное снижение пластового давления ( ниже давления насыщения нефти газом) может вызвать выделение газа, усадку нефти и увеличение ее вязкости, что снижает нефтеотдачу. В то же время при неоднородности пласта и его расслоении на пропластки должно быть предусмотрено изменение темпа отбора и градиентов давления; это обеспечивает лучшее вытеснение нефти из пласта. Чрезмерно высокие отборы нарушают соответствие капиллярных давлений на поверхности раздела, что может привести к неравномерному и неэффективному вытеснению нефти из пласта. Количественная оценка возможной нефтеотдачи, вообще говоря, является сложной задачей, которая может быть окончательно решена лишь после некоторого периода разработки пласта, изучения опыта разработки и анализа кернов, взятых из выработанной части пласта. [14]
Страницы: 1