Cтраница 3
АССР лишь немного уступают ее запасам в девонских отложениях. Сравнительно низкая температура залежей, большая вязкость нефти, значительное содержание в составе нефти поверхностно-активных компонентов и неоднородность строения продуктивных пластов приведут к сравнительно низкой нефтеотдаче. В этих условиях исследования реологических свойств нефтей приобретают актуальное значение. [31]
Аналогичные данные приводятся в работе [4] по Ярегскому месторождению. Судя по содержанию этой работы, тип коллектора является трещиновато-пористым. Однако авторы считают, что ввиду очень большой вязкости нефти ( более 5000 спз) она в первичных порах является неподвижной и количество добытой нефти определяет только емкость трещиноватой системы. [32]
Кароя, вертикальное вытеснение нефти диоксидом углерода может быть с успехом применено в карстовых и трещиноватых коллекторах, в которых другие технологии применения С02 малоэффективны. Лабораторные эксперименты были проведены применительно к условия месторождения Надьлендел, коллектор которого характеризуется гидрофобными свойствами. Вследствие большой вязкости нефти ( 30 мПа с) и гидрофобности породы в процессе расширения газовой шапки газ вытесняет воду из различных элементов коллектора ( трещины, каверны, поры и т.п.) и с поверхности нефти, располагающейся на стенках пор. Вытеснение нефти происходит после ее насыщения диоксидом углерода, сопровождающегося существенным улучшением гидродинамических свойств нефтяной фазы. Фронт газа и воды значительно опережает поверхность раздела нефти и газа. Процесс вытеснения при этом разделяется на два периода. В первом периоде расширения газовой шапки развивается нефтеносная зона с повышенным значением нефтенасыщенности на фронте вытеснения воды и над этим фронтом. Во втором периоде непосредственный контакт газа и воды перестает существовать. Между этими фазами развивается зона 100 % - ной насыщенности нефти. Ширина этой зоны постепенно увеличивается. Таким образом, во втором периоде нефтенасыщенная зона, продвигаемая диоксидом углерода, вытесняет воду, располагающуюся под ней. Второй период формируется только тогда, когда темп закачки диоксида углерода оптимален. Если темп закачки С02 превышает оптимальное значение, длина газонефтяной зоны над фронтом газа и воды увеличивается. Нефтенасыщенность в ней не изменяется или уменьшается, т.е. профиль нефтенасыщенности сплющивается. [33]
Предполагалось, что нефть и выделившийся газ движутся как две различные жидкости, фильтрующиеся через пористую среду и друг через друга. Согласно этому подходу, движение газовой фазы происходит в том случае, если она образует связную систему, граничащую с твердой фазой и с жидкостью. При этом предполагается, что выделяющиеся из нефти пузырьки газа могут объединяться, что возможно при не очень больших вязкостях нефти. [34]
При расчете распределения давления по стволу скважины следует учитывать, что структура нефтегазового потока может быть различной - пузырьковой, пробковой, пленочной. Соответственно, существуют разные схемы для определения гидравлических характеристик потоков. Тем не менее, все они дают погрешность при расчетах, которая существенно сказывается на их результатах. Изменение структуры двухфазного потока играет су-эдественную роль в скважинах с маловязкой нефтью. При большой вязкости нефти проскальзывание пузырьков пренебрежимо мало и структура потока на всем протяжении является квази-томогенной. [35]
Гидрофилизация чистой водой дает неустойчивые и непрочные пленки, которые легко разрываются, при ударе о них капель нефти. Применение ПАВ усиливает гидрофи-лизацию внутренней стенки трубы, так как вода со специальными ПАВ вытесняет нефть с металлической поверхности и, следовательно, удлиняет срок существования кольцевого водяного слоя. Но и в этом случае через некоторое время в трубе образуется эмульсия. Эмульгированию нефти с водой способствуют: пересеченный профиль трассы трубопровода; перемешивание в насосах промежуточных насосных станций; большое содержание природных эмульгаторов в нефтях; температура перекачки, большая вязкость нефти и другие факторы. [36]
Напротив, гидродинамическое трение штанг в жидкости имеет отрицательный знак, т.е. колонна штанг испытывает сжатие. При больших значениях RI картина меняется на противоположную. Опережающее движение жидкости меняет силу трения на противоположное направление. Гидродинамический перепад давления в силу смены знака частично компенсирует гидростатическое давление. Ввиду того, что на нижний торец верхнего плунжера действует давление приема рар, в общем случае смена знака ргд на отрицательный будет являться причиной дополнительных сопротивлений движению штанг вниз. При очень большой вязкости нефти отрицательное значение ра может полностью компенсировать гидростатическое давление рп. [37]