Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Реологические свойства нефти кратко


2.2.2.3 Реологические свойства нефти

Вязкость влияет на реологические свойства нефтей.

Реология – наука, изучающая механическое поведение твердо-жидкообразных тел, структурно–механические свойства нефтей.

В уравнении (2.46) координату скорости (dv) можно представить как

dx /dt, где x - длина пути в направлении скорости движения v, а t – время. Величина dx/dy характеризует сдвиг (γ) слоев, деформацию. Соотношение F/A есть величина касательного напряжения (τ), развиваемого в движущихся слоях жидкости. Тогда для ньютоновских жидкостей уравнение Ньютона можно записать:

dγ/dt = τ/μ. (2.49)

Уравнение (2.49), описывающее связь между касательным напряжением (τ) и скоростью сдвига (dγ/dt), называется реологическим.

У ньютоновских жидкостей скорость сдвига пропорциональна касательному напряжению (давлению) и обратно пропорциональна вязкости жидкости (рис.2.17). По аналогии с законом Гука: упругое поведение характеризуется пропорциональностью между напряжением и деформацией сдвига.

Вязкость ньютоновской жидкости (μ) зависит только от температуры и давления.

Рисунок 2.17 – Схема сдвига слоев жидкости

Вязкость неньютоновской жидкости (μ) зависит от температуры, давления, скорости деформации сдвига и времени нахождения в спокойном состоянии.

Реологические характеристики нефтей в значительной степени определяются содержанием в них смол, асфальтенов и твердого парафина.

Вязкопластичное течение жидкости описывается уравнением Шведова-Бингама:

τ = τо + μ* (d γ/dt), (2.50)

где τо – динамическое напряжение сдвига;

μ* – кажущаяся вязкость пластичных жидкостей, равная

угловому коэффициенту линейной части зависимости dγ/dt = ƒ(τ).

Движение вязкопластичных нефтей аппроксимируется степенным законом зависимости касательного напряжения (τ) от модуля скорости деформации (dγ/dt):

τ = К(dγ/dt)n, (2.51)

где К – мера консистенции жидкости;

n – показатель функции.

С увеличением вязкости величина консистенции жидкости возрастает. Линии консистентности для различных типов реологически стационарных неньютоновских жидкостей приведены на рисунке 2.18.

При n = 1 уравнение (2.51) описывает течение ньютоновских жидкостей (рис. 2.18, кривая 3), проявляющие упругие свойства. К ньютоновским жидкостям относятся растворы индивидуальных углеводородов, смеси углеводородов до С17, газоконденсатные системы, легкие нефти, молекулярные растворы.

При n < 1 поведение нефти соответствуют псевдопластикам (кривая 2) – упруго-пластичной жидкости. Примером могут служить нефти, компоненты которых склонны к образованию надмолекулярных структур, высокопарафинистые дегазированные нефти, высокополимерные буровые растворы и др.

При n > 1 поведение нефти соответствует дилатантной жидкости (кривая 4) – вязко-пластические жидкости. Примером могут служить буровые растворы, водные растворы полимеров для повышения нефтеотдачи, представляющие собой высокомолекулярные соединения со сложным строением молекул и др.

Реологическая кривая 1 (рис. 2.18) относится к бингамовским пластикам – пластическая жидкость.

Рисунок 2.18 – Виды линий консистентности: 1 – бингамовские пластики; 2 – псевдопластики; 3 – ньютоновские жидкости; 4 – дилатантные жидкости

В состоянии равновесия нефтяная система ведет себя как пластическая жидкость и обладает некоторой пространственной структурой, способной сопротивляться сдвигающему напряжению (τ), пока величина его не превысит значение статического напряжения сдвига (τо). После достижения некоторой скорости сдвига, нефть способна течь как ньютоновская жидкость. Примером пластической жидкости могут служить нефти с высоким содержанием парафина при температурах ниже температуры кристаллизации, аномально-вязкие нефти, с высоким содержанием асфальтенов, структурированные коллоидные системы, используемые для повышения нефтеотдачи пласта.

studfiles.net

1. Реология и нефть. Реологические характеристики нефти и нефтепродуктов

Реологические характеристики нефти и нефтепродуктов

Реология -- раздел физики, изучающий деформации и текучесть вещества. Изучая деформационные свойства реальных тел, реология занимает промежуточное положение между теорией упругости и гидродинамикой.

Исходные понятия реологии -- ньютоновская жидкость, вязкость которой не зависит от режима деформирований, и идеально упругое тело, в котором в каждый момент времени величина деформации пропорциональна приложенному напряжению. Эти понятия были обобщены для тел, проявляющих одновременно пластичные (вязкостные) и упругие свойства. Практические приложения реологии описывают поведение конкретных материалов при нагрузках и при течении.

Любой кристалл или агрегат кристаллов при определённых условиях может быть пластически деформирован. Пластическая деформация кристаллов реализуется посредством направленного движения в нём дислокаций и вакансий. Под действием на кристалл внешней силы в объёме кристалла появляются напряжения, которые снимаются дефектами. Если сила превышает некий порог, то происходит хрупкое разрушение объекта. [2]

Для учета неньютоновских свойств нефти при проектировании и разработке месторождений необходимо определить их реологические и фильтрационные характеристики. Получение достоверных результатов предполагает изучение этих свойств в условиях, соответствующих пластовым. Не все существующие методы и приборы отвечают этому требованию.

Большинство приборов и методов разработаны для исследования высоковязких дисперсных систем, таких как:

- дегазированные нефти при пониженных температурах;

- буровые растворы применительно к движению в трубопроводах;

- прозрачные коллоидные растворы для удобства наблюдений за деформацией систем в процессе течения.

Существующие методы изучения реологических свойств аномальной нефти можно разделить на следующие три группы:

1) лабораторные методы исследования на экспериментальных установках;

2) расчетные методы, базирующиеся на эмпирических зависимостях, полученных на основе обобщения экспериментальных исследований;

3) методы, основанные на гидродинамических исследованиях скважин. [3]

Вязкость нефти зависит от содержания в ней газообразных, жидких и твердых веществ, а также от степени дисперсности последних. По степени дисперсности этих компонентов нефть относят к коллоидным системам. Дисперсную фазу этой системы составляют твердые компоненты, а дисперсионную среду -- жидкие углеводороды с растворенными в них газами. При большой концентрации в нефти твердой дисперсной фазы нефть обладает четко выраженными свойствами коллоидных растворов. У такой нефти наблюдаются аномалии вязкости: вязкость зависит от напряжения сдвига и меняется в широких пределах при изменении скорости течения. Подобные аномалии вязкости обусловлены образованием в жидкости структуры из твердых частиц или высокомолекулярных веществ.

В состав смол входит большое число элементов, основными из них являются углерод, водород, кислород, сера и азот. Выделенные из нефти смолы имеют мазеобразную консистенцию и темно-коричневый цвет. Плотность смол около 1 г/см3. Исследования инфракрасных спектров поглощения и молекулярно-поверхностных свойств смол показали, что их молекулы построены из конденсированных циклических систем. Эти системы образованы ароматическими, циклопарафиновыми гетероорганическими кольцами. Конденсированные циклические системы соединяются мостиками из алифатических углеводородов.

Асфальтены по химическому составу близки к смолам, но отличаются более высоким молекулярным весом. Известно, что на активных адсорбентах, а также под действием нагревания и света происходит переход части смол в асфальтены

Асфальтены обладают меньшей растворимостью в углеводородах, чем смолы: они растворяются в ароматических углеводородах и нерастворимы в парафиновых углеводородах. Определения молекулярного веса асфальтенов дают очень расходящиеся результаты, что связано со склонностью молекул асфальтенов к ассоциации. Используя криоскопический метод и растворители, в которых ассоциация асфальтенов наименьшая, нашли что молекулярный вес их может доходить до 10 000.

Ароматические кольца притягиваются за счет полярных сил. В растворителях с достаточно полярными молекулами, например, в смолах, ароматических углеводородах, которые способны увеличивать силы притяжения между ароматическими конденсированными кольцами асфальтенов, последние будут пептизироваться. Наоборот, в низкополярных растворителях, например, в парафиновых углеводородах, асфальтены будут ассоциироваться. В результате ассоциации возрастают силы притяжения полярных ароматических колец. Таким образом, степень дисперсности асфальтенов сильно зависит от свойств окружающей среды.

Смолы и ароматические углеводороды, обладающие большей полярностью, чем парафиновые углеводороды, адсорбируются группами молекул, составляющих частицы асфальтенов. Они образуют сольватный слой вокруг асфальтеновой частицы. Частицы асфальтенов составляют ядро мицеллы. Мицелла стабилизируется нейтральными смолами, адсорбированными на поверхности ядра. Ядро образовано материалом с наибольшим молекулярным весом и наиболее ароматичным по строению. Вокруг ядра располагается материал меньшего молекулярного веса и менее ароматичный. Происходит постепенный переход к алифатическим компонентам нефти. Четкой границы между мицеллой и окружающей средой нет. Основной стабилизирующий фактор -- сольватная оболочка вокруг мицеллы. Это подтверждается способностью асфальтенов самопроизвольно диспергироваться в ароматических углеводородах. Электрический заряд мицелл, как указывалось, невелик, и его роль в стабилизации небольшая. Следовательно, асфальтены в нефти образуют так называемые лиофильные коллоидные системы. При большом избытке в системе парафиновых углеводородов происходит десорбция ароматических компонентов с поверхности мицеллы, стабилизирующее действие их уменьшается и происходит коагуляция асфальтенов и выпадение их в осадок. [4]

Предельное динамическое напряжение сдвига стабилизированных нефтей определяется множеством факторов: содержанием асфальтенов (А), содержанием смол (С), различных углеводородных соединений, молекулярным весом этих компонентов.

Наиболее высокий коэффициент корреляции наблюдается при сопоставлении величины предельного динамического напряжения сдвига нефти с величиной отношения содержания в них асфальтенов к содержанию смол. Предельное динамическое напряжение сдвига Q0 находится в прямой зависимости от содержания в нефти асфальтенов и в обратной -- от содержания смол.

Это подтверждает, что дисперсной фазой, образующей структуру, являются асфальтены. Смолы в коллоидной системе выполняют роль стабилизатора частиц асфальтенов.

Все остальные факторы -- углеводородный состав нефти, участие молекул ароматических и нафтеновых углеводородов в сольватном слое мицелл асфальтенов -- в этом случае играют второстепенную роль и обусловливают разброс экспериментальных данных в пределах ошибок измерений

Смолисто-асфальтеновые вещества (САВ), содержащиеся в ПБ в значительной концентрации, проявляют структурирующее воздействие на окружающие молекулы, снижая их подвижность. При невысокой концентрации САВ в нефтяной системе имеется значительное количество молекул, достаточно удаленных от надмолекулярных ассоциатов и находящихся вне сферы их действия. Такие молекулы сохраняют подвижность и характеризуются большими временами релаксации. При увеличении же концентрации САВ число молекул нефти. [5]

Частицы асфальтенов, образующие в нефти пространственную структуру, взаимодействуют через прослойки дисперсионной среды. Чем тоньше слой жидкости между частицами, тем сильнее их взаимодействие и прочнее структура. Такие дисперсные системы обладают тиксотропными свойствами, т.е. способностью к изотермическому восстановлению структуры, разрушенной при механическом воздействии. В процессе теплового движения частиц дисперсной фазы последние принимают такое взаимное расположение, при котором система обладает минимумом энергии и становится термодинамически более устойчивой. Этому соответствует определенная ориентация несимметричных частиц асфальтенов, при которой они сближаются теми ребрами и гранями, где сольватные слои наиболее тонкие.

Согласно работе [6] реологические характеристики нефти напрямую зависят от содержания в ней асфальтенов. В ней анализировались образцы нефти с содержанием асфальтенов от 0 до 20%, при этом использовался реометр SAXS. Зависимость для разбавленных и для концентрированных растворов отличалась.

В разбавленных растворах вязкость увеличивалась линейно с увеличением массовой доли асфальтенов. При большой концентрации, приблизительно 10%, асфальтены образовывали ассоциаты, что значительно увеличивало вязкость системы.

Рис. 1.1 Схематичное изображение ассоциации асфальтенов

реология нефть капиллярный вискозиметр

Рис. 1.2. Зависимость относительной вязкости от содержания асфальтенов при 20єС.

Помимо асфальтенов на вязкость нефти влияют и смолы. Как видно на рис. 1.3 сначала вязкость нефти снижается при увеличении концентрации асфальтенов, это происходит из-за того, что смолы являются природными поверхностно-активными веществами.

Рис. 1.3 Зависимость вязкости от содержания смол

Установлено, что при повышении концентрации асфальтенов от 4,0 до 72,0% масс. вязкость дисперсий возрастает по сложной экспоненциальной зависимости

Рис. 1.4 Изотермы вязкости дисперсных систем "гудрон + асфальтены": 1 - 84; 2 - 112; 3 - 144.

При содержании асфальтенов 38,0--46,0% масс. происходит скачкообразное увеличение эффективной вязкости, структурно-механической прочности, температуры перехода в состояние ньютоновской жидкости, кажущейся энергии активации вязкого течения и среднечисловой молекулярной массы частиц дисперсной фазы, что обусловлено образованием коагуляционных структур по всему объему системы. Критические значения концентрации асфальтенов и молекулярной массы их надмолекулярных образований, после достижения которых в системе происходят качественные изменения, составляют СAC~37,0% масс, и МnС=724, соответственно. Причем с повышением температуры величина скачка вязкости уменьшается, но значение концентрации асфальтенов СAC практически не меняется. [7]

fis.bobrodobro.ru

Реологические свойства нефтий

 

Вязкость влияет на реологические свойства нефтей.

Реология – наука, изучающая механическое поведение твердо-жидкообразных тел, структурно–механические свойства нефтей.

В уравнении 3.7 координату скорости (dv) можно представить как dx /dt, где x - длина пути в направлении скорости движения v, а t – время. Величина dx/dy характеризует сдвиг (γ) слоев, деформацию. Соотношение F/A – есть величина касательного напряжения (τ), развиваемое в движущихся слоях жидкости. Тогда, для ньютоновских жидкостей уравнение Ньютона можно записать:

 

dγ/dt = τ/μ. (4.9)

 

Уравнение 4.9, описывающее связь между касательным напряжением (τ) и скоростью сдвига (dγ/dt), называется реологическим.

У ньютоновских жидкостей скорость сдвига пропорциональна касательному напряжению (давлению) и обратно пропорциональна вязкости жидкости (рис. 4.5). По аналогии с законом Гука: упругое поведение характеризуется пропорциональностью между напряжением и деформацией сдвига.

Вязкость ньютоновской жидкости (μ) зависит только от температуры, давления.

Рис. 4.5. Схема сдвига слоев жидкости

Вязкость неньютоновской жидкости (μ) зависит от температуры, давления, скорости деформации сдвига и времени нахождения в спокойном состоянии.

Реологические характеристики нефтей в значительной степени определяются содержанием в них смол, асфальтенов и твердого парафина.

Вязкопластичное течение жидкости описывается уравнением Бингама:

 

τ = τо + μ* (d γ/dt), (4.10)

 

где τо – динамическое напряжение сдвига;

μ* – кажущаяся вязкость пластичных жидкостей, равная угловому коэффициенту линейной части зависимости dγ/dt = ƒ(τ).

Движение вязкопластичных нефтей аппроксимируется степенным законом зависимости касательного напряжения (τ) от модуля скорости деформации (dγ/dt):

τ = К(dγ/dt)n, (4.11)

 

где К – мера консистенции жидкости;

n – показатель функции.

С увеличением вязкости величина консистенции жидкости возрастает. Линии консистентности для различных типов реологически стационарных неньютоновских жидкостей приведены на рис. 4.6.

При n = 1, уравнение 4.11 описывает течение ньютоновских жидкостей (рис. 4.6., кривая 3), проявляющие упругие свойства. К ньютоновским жидкостям относятся, растворы индивидуальных углеводородов, смеси углеводородов до С17, газоконденсатные системы, легкие нефти, молекулярные растворы.

При n < 1 поведение нефти соответствуют псевдопластикам (кривая 2) – упруго-пластичной жидкости. Примером могут служить нефти, компоненты которых склонны к образованию надмолекулярных структур, высокопарафинистые дегазированные нефти, высокополимерные буровые растворы и др.

При n > 1 поведение нефти соответствует дилатантной жидкости (кривая 4) – вязко-пластические жидкости. Примером могут служить буровые растворы, водные растворы полимеров для повышения нефтеотдачи, представляющие собой высокомолекулярные соединения со сложным строением молекул и др.

Реологическая кривая 1 (рис. 4.6) относится к бингамовским пластикам – пластическая жидкость.

Рис. 4.6. Виды линий консистентности: 1. – бингамовские пластики; 2. – псевдопластики; 3. – ньютоновские жидкости; 4. – дилатантные жидкости

 

В состоянии равновесия нефтяная система ведет себя как пластическая жидкость и обладает некоторой пространственной структурой, способной сопротивляться сдвигающему напряжению (τ), пока величина его не превысит значение статического напряжения сдвига (τо). После достижения некоторой скорости сдвига, нефть способна течь как ньютоновская жидкость. Примером пластической жидкости могут служить нефти с высоким содержанием парафина при температурах ниже температуры кристаллизации, аномально-вязкие нефти, с высоким содержанием асфальтенов, структурированные коллоидные системы, используемые для повышения нефтеотдачи пласта.

4.4. Газосодержание нефтей

От количества растворенного в нефти газа зависят многие ее свойства: плотность, вязкость и др. Свойства нефти в пластовых условиях будут существенно изменяться за счет растворения в ней нефтяного газа (Го):

 

Свойства нефти = f (Го), Го = f (Тпл, Рпл, Рнас). (4.12)

 

Количество, которого зависит от пластовых температур (Тпл), давлений (Рпл) и от давления насыщения газонефтяных залежей.

Этот показатель в технологическом смысле называют газовым фактором:

Го = Vг/Vн, (4.13)

 

где Vг – объём выделившегося газа из объёма нефти (Vн) при н.у.

Соотношение (4.13) описывает величину полного газосодержания (Го). Величина газового фактора (Го) характеризует количество газа (в м3), содержащееся в 1 тонне нефти (в м3). Различают газовый фактор объёмный [м3/м3] и весовой [м3/т]. Величина его определяет запасы попутного газа нефтяной залежи. Газовый фактор определяют по результатам разгазирования глубинных проб нефти.

В газонефтяных залежах может на 1 м3 нефти содержаться до 1000 м3 газа. Для газоконденсатных залежей на 1 м3 конденсата может приходиться до 900-1100 м3 газа (газоконденсатный фактор).

По данным Требина Г.Ф. около 50 % залежей из 1200 имеют газовый фактор от 25 до 82 м3/м3. То есть в 1 м3 нефти в пластовых условиях растворено от 25 до 82 м3 газа.

Для нефтяных месторождений Западной Сибири величина газового фактора изменяется в диапазоне от 35 до 100 м3/м3, для нефтегазовых залежей величина газового фактора может доходить до 250 м3/м3.

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Реологические свойства нефтий — Мегаобучалка

 

Вязкость влияет на реологические свойства нефтей.

Реология – наука, изучающая механическое поведение твердо-жидкообразных тел, структурно–механические свойства нефтей.

В уравнении 3.7 координату скорости (dv) можно представить как dx /dt, где x - длина пути в направлении скорости движения v, а t – время. Величина dx/dy характеризует сдвиг (γ) слоев, деформацию. Соотношение F/A – есть величина касательного напряжения (τ), развиваемое в движущихся слоях жидкости. Тогда, для ньютоновских жидкостей уравнение Ньютона можно записать:

 

dγ/dt = τ/μ. (4.9)

 

Уравнение 4.9, описывающее связь между касательным напряжением (τ) и скоростью сдвига (dγ/dt), называется реологическим.

У ньютоновских жидкостей скорость сдвига пропорциональна касательному напряжению (давлению) и обратно пропорциональна вязкости жидкости (рис. 4.5). По аналогии с законом Гука: упругое поведение характеризуется пропорциональностью между напряжением и деформацией сдвига.

Вязкость ньютоновской жидкости (μ) зависит только от температуры, давления.

Рис. 4.5. Схема сдвига слоев жидкости

Вязкость неньютоновской жидкости (μ) зависит от температуры, давления, скорости деформации сдвига и времени нахождения в спокойном состоянии.

Реологические характеристики нефтей в значительной степени определяются содержанием в них смол, асфальтенов и твердого парафина.

Вязкопластичное течение жидкости описывается уравнением Бингама:

 

τ = τо + μ* (d γ/dt), (4.10)

 

где τо – динамическое напряжение сдвига;

μ* – кажущаяся вязкость пластичных жидкостей, равная угловому коэффициенту линейной части зависимости dγ/dt = ƒ(τ).

Движение вязкопластичных нефтей аппроксимируется степенным законом зависимости касательного напряжения (τ) от модуля скорости деформации (dγ/dt):

τ = К(dγ/dt)n, (4.11)

 

где К – мера консистенции жидкости;

n – показатель функции.

С увеличением вязкости величина консистенции жидкости возрастает. Линии консистентности для различных типов реологически стационарных неньютоновских жидкостей приведены на рис. 4.6.

При n = 1, уравнение 4.11 описывает течение ньютоновских жидкостей (рис. 4.6., кривая 3), проявляющие упругие свойства. К ньютоновским жидкостям относятся, растворы индивидуальных углеводородов, смеси углеводородов до С17, газоконденсатные системы, легкие нефти, молекулярные растворы.

При n < 1 поведение нефти соответствуют псевдопластикам (кривая 2) – упруго-пластичной жидкости. Примером могут служить нефти, компоненты которых склонны к образованию надмолекулярных структур, высокопарафинистые дегазированные нефти, высокополимерные буровые растворы и др.

При n > 1 поведение нефти соответствует дилатантной жидкости (кривая 4) – вязко-пластические жидкости. Примером могут служить буровые растворы, водные растворы полимеров для повышения нефтеотдачи, представляющие собой высокомолекулярные соединения со сложным строением молекул и др.

Реологическая кривая 1 (рис. 4.6) относится к бингамовским пластикам – пластическая жидкость.

Рис. 4.6. Виды линий консистентности: 1. – бингамовские пластики; 2. – псевдопластики; 3. – ньютоновские жидкости; 4. – дилатантные жидкости

 

В состоянии равновесия нефтяная система ведет себя как пластическая жидкость и обладает некоторой пространственной структурой, способной сопротивляться сдвигающему напряжению (τ), пока величина его не превысит значение статического напряжения сдвига (τо). После достижения некоторой скорости сдвига, нефть способна течь как ньютоновская жидкость. Примером пластической жидкости могут служить нефти с высоким содержанием парафина при температурах ниже температуры кристаллизации, аномально-вязкие нефти, с высоким содержанием асфальтенов, структурированные коллоидные системы, используемые для повышения нефтеотдачи пласта.

4.4. Газосодержание нефтей

От количества растворенного в нефти газа зависят многие ее свойства: плотность, вязкость и др. Свойства нефти в пластовых условиях будут существенно изменяться за счет растворения в ней нефтяного газа (Го):

 

Свойства нефти = f (Го), Го = f (Тпл, Рпл, Рнас). (4.12)

 

Количество, которого зависит от пластовых температур (Тпл), давлений (Рпл) и от давления насыщения газонефтяных залежей.

Этот показатель в технологическом смысле называют газовым фактором:

Го = Vг/Vн, (4.13)

 

где Vг – объём выделившегося газа из объёма нефти (Vн) при н.у.

Соотношение (4.13) описывает величину полного газосодержания (Го). Величина газового фактора (Го) характеризует количество газа (в м3), содержащееся в 1 тонне нефти (в м3). Различают газовый фактор объёмный [м3/м3] и весовой [м3/т]. Величина его определяет запасы попутного газа нефтяной залежи. Газовый фактор определяют по результатам разгазирования глубинных проб нефти.

В газонефтяных залежах может на 1 м3 нефти содержаться до 1000 м3 газа. Для газоконденсатных залежей на 1 м3 конденсата может приходиться до 900-1100 м3 газа (газоконденсатный фактор).

По данным Требина Г.Ф. около 50 % залежей из 1200 имеют газовый фактор от 25 до 82 м3/м3. То есть в 1 м3 нефти в пластовых условиях растворено от 25 до 82 м3 газа.

Для нефтяных месторождений Западной Сибири величина газового фактора изменяется в диапазоне от 35 до 100 м3/м3, для нефтегазовых залежей величина газового фактора может доходить до 250 м3/м3.

 

megaobuchalka.ru

Реологическое свойство - пластовая нефть

Реологическое свойство - пластовая нефть

Cтраница 1

Реологические свойства пластовых нефтей могут быть определены либо при гидродинамических исследованиях скважин и пластов, либо при исследовании на специальных установках. При использовании гидродинамических методов реологические свойства оценивают в пластовых условиях, что определяет особую ценность получаемых данных. К сожалению, в настоящее время еще не разработаны надежные методы исследования скважин и пластов при добыче аномальных нефтей. Для изучения этих нефтей успешно используются методы их исследования на экспериментальных установках, моделирующих с той или иной степенью приближения пластовые условия. Получение достоверных результатов предполагает проведение экспериментов в условиях скоростей сдвига и фильтрации, газосодержания нефти, температуры и давления, соответствующих пластовым.  [1]

Реологические свойства пластовой нефти в значительной мере определяют показатели разработки залежи: темпы отбора нефти, устойчивость и характер движения фронта вытеснения нефти водой или газом и, как следствие, конечную нефтеотдачу. Обычно лучшие показатели разработки достигаются при небольшой вязкости нефти.  [2]

Реологические свойства пластовых нефтей необходимо изучать на специальных установках, в которых моделируются пластовые условия. Такие установки должны позволять исследовать газосодержашую нефть при таких скоростях и напряжениях сдвига, которые имеют место в пласте.  [3]

Реологические свойства пластовых нефтей необходимо изучать на специальных установках, в которых моделируются пластовые условия. Такие установки должны позволять исследовать газосодержащую нефть при таких скоростях и напряжениях сдвига, которые имеют место в пласте.  [4]

Эти обстоятельства определяют реологические свойства пластовой нефти как ньютоновской жидкости.  [5]

ПАВ и на объемные или реологические свойства пластовой нефти.  [6]

Для расчетов нефтеотдачи необходимо иметь данные о реологических свойствах пластовой нефти и оценить ее структурно-механические свойства.  [7]

При выборе ПАВ для увеличения нефтеотдачи необходимо обязательно учитывать их влияние на реологические свойства пластовой нефти и подбирать такие ПАВ, которые сильно подавляют аномалии вязкости и подвижности нефти. Следует рассматривать композиции ПАВ как эффективное средство увеличения нефтеотдачи.  [8]

Известно [ 98, 99, 100, 155, 180, 183, 203 и др. ], что одним из факторов, определяющих характер движения жидкости в пористых средах, является ее реологическое поведение, т.е. характер связи между напряжениями и деформациями среды. Реологические свойства пластовой нефти в значительной мере определяют показатели разработки залежи - устойчивость и характер движения фронта вытеснения нефти водой или газом и, как следствие, величину конечного нефтеизвлечения. Как показывает практика, лучшие показатели разработки достигаются при небольшой вязкости нефти.  [9]

Эффект от использования ПАВ при этом связывают в основном с изменением процессов, происходящих в пласте на контакте нефть - газ - вода - порода. Исследования [104-108, 288, 290, 304] позволили выявить действие водных растворов ПАВ на объемные или реологические свойства пластовой нефти.  [10]

Известно использование ПАВ для воздействия на пласт с целью увеличения его нефтеотдачи, а также для обработки призабойной зоны пласта с целью повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Эффект от использования ПАВ при этом связывают в основном с изменением процессов, происходящих в пласте на контакте нефть-газ-вода-порода. Наши исследования позволили выявить действие водных растворов ПАВ и на объемные или реологические свойства пластовой нефти.  [11]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru