Cтраница 2
Установлено, что эффект затухания фильтрации нефтей исчезает с увеличением перепадов давлении и повышением температуры до 60 - 65 С. С повышением депрессии до некоторого предела происходит срыв ( размыв) образованных ранее адсорбционно-сольватных слоев. [16]
Общее уравнение охватывает также и затухание фильтрации в опытах Д. М. Торикова [5] на образцах девонских песчаников, получившего очень растянутую S-образную кривую, идущую почти прямолинейно под небольшим углом к оси времени. [17]
Проведенные эксперименты показывают, что скорость затухания фильтрации в основном зависит от количества твердых частиц, отложившихся на единице фильтрационной поверхности, при условии незначительного изменения от опыта к опыту таких параметров, как проницаемость керна, давление нагнетания, а также физико-химических свойств прокачиваемой суспензии. Здесь имеется в виду дисперсность и стойкость суспензии. В какой-то мере форма твердых частиц также может повлиять на процесс кольматации. [18]
Таким образом, можно считать, что затухание фильтрации в опытах Ф. А. Требина ближе соответствует случаю, когда время достижения равновесной адсорбции меньше времени контактирования, что наиболее вероятно при прочих равных условиях при малых скоростях фильтрации; в опытах Г. А. Бабаляна и др. затухание фильтрации соответствует случаю, когда время контактирования нефти с породой соизмеримо со временем достижения равновесной адсорбции; в опытах Д. М. Торикова затухание фильтрации отвечает такому случаю, когда время контактирования нефти с породой меньше времени достижения равновесной адсорбции. [19]
Таким образом, можно считать, что затухание фильтрации в опытах Ф. А. Требина ближе соответствует случаю, когда время достижения равновесной адсорбции меньше времени контактирования, что наиболее вероятно при прочих равных условиях при малых скоростях фильтрации; в опытах Г. А. Бабаляна затухание фильтрации соответствует случаю, когда время контактиро - вания нефти с породой соизмеримо со временем достижения равновесной адсорбции; в опытах Д. М. Торикова затухание фильтрации отвечает такому случаю, когда время контактирования нефти с породой значительно меньше времени достижения равновесной адсорбции. [20]
Это явление, так же как и затухание фильтраций воды через пористую среду, обычно объясняют разбуханием глинистых частиц в породе, содержащей влагу. Однако экспериментальные исследования показывают, что аналогичные явления могут встретиться и при определении проницаемости пористых сред, в которых глинистые частицы не разбухают или даже вообще отсутствуют. Таким образом, превышение газопроницаемости над водопроницаемостью нельзя объяснять только разбуханием глин в породах, хотя в отдельных случаях это и может иметь место. Указанное явление может быть объяснено недостаточно полным насыщением пор породы жидкостью при проведении опытов, в результате чего часть пор оказывается заполненной пузырьками воздуха. Количество пор, занятых в породе пузырьками воздуха, при прочих равных условиях будет тем больше, чем меньше проницаемость породы и чем хуже она смачивается жидкостью. При тщательной постановке эксперимента, как показали опыты лаборатории физики пласта ВНИИ, породы, не содержащие весьма узких капиллярных пор, полностью могут быть насыщены жидкостями. Что же касается затухания фильтрации однородной жидкости через пористую среду, то здесь, повидимому, все сводится к недостаточной тщательности постановки опытов. [21]
С ростом температуры и давления уменьшается интенсивность затухания фильтрации за счет уменьшения толщины слоя адсорбированных молекул асфальтосмолистых веществ. Это связано с ослаблением молекулярных связей с поверхностью породы и ростом возможности срыва пленки нефти. В результате проницаемость пористой среды возрастает. [22]
По влиянию структуры перового пространства на процесс затухания фильтрации было установлено, что быстрее заполняются слоями адсорбированных молекул полярных компонентов поры малого радиуса, продолжительнее - поры большего размера при одних и тех же свойствах нефтей. [23]
В нескольких работах [17, 50] указывается на возможность затухания фильтрации воды вследствие гидролиза кремнезема и большинства силикатов и закупорки пор продуктами гидролиза. Соли, содержащиеся в минерализованных водах, дегидратируют продукты гидролиза и не дают им набухать и разрушаться, снижая тем самым возможность затухания фильтрации. [24]
Многочисленные анализы хода разработки большинства месторождений указывают на неуклонное затухание фильтрации в призабойной зоне, вследствие скопления к ней асфаль-то-смолистых веществ и парафинов, адсорбированных как на частицах собственно коллектора, так и на оседающих со временем продуктах коррозии лифтовых труб. Другая причина ухудшения условий притока нефти к забоям скважин связана со скоплением на забоях скважин водной и эмульсионной фаз. Для увеличения проницаемости призабойной зоны пласта в этих случаях применяемые способы воздействия - гидроразрыв пластов, кислотные обработки и другие-не всегда эффективны, так как не способны очищать породу от адсорбированных органогенных отложений. Закачка же растворителей также не всегда эффективна при наличии в призабойной зоне пластовой воды. Кроме того, так как практически все продуктивные пласты обладают слоистой неоднородностью по мощности и зонами слабой проницаемости, то при закачке в призабойную зону растворитель в основном продвигается в высокопроницаемые пропластки. Низкопроницаемые же пропластки оказываются совершенно не охваченными процессом воздействия, что приводит к существенному снижению охвата пласта воздействием. [25]
Следует, однако, отметить, что явления затухания фильтрации со временем, по-видимому, не свойственны большинству естественных пластов, и скважины эксплуатируются многие годы без снижения продуктивности. Снижение фильтрационных свойств пород при движении в них дегазированной нефти в лабораторных условиях связано с появлением в ней ( в результате окисления, изменения состава нестойких соединений и охлаждения при хранении и транспортировке) комплексов, не свойственных естественным нефтям. По данным В. М. Березина и В. С. Алексеевой, проницаемость естественных песчаников практически оказалась одинаковой для воздуха, неполярной жидкости и малоактивных ( малополярных) нефтей Татарии и Башкирии. [26]
Результаты проведенных исследований показали, что на величину затухания фильтрации оказывают влияние не только процентное содержание в нефти асфальтенов и их активности, но и состояние твердой поверхности. [27]
Следует, однако, отметить, что явления затухания фильтрации со временем, по-видимому, не свойственны большинству естественных пластов, и скважины эксплуатируются многие годы без снижения продуктивности. Снижение фильтрационных свойств пород при движении в них дегазированной нефти в лабораторных условиях связано с появлением в ней ( в результате окисления, изменения состава нестойких соединений и охлаждения при хранении и транспортировке) комплексов, не свойственных естественным нефтям. [28]
При эксплуатации скважин ухудшаются условия притока Е результате затухания фильтрации из-за отложений парафино-смолистых веществ. [29]
Аномалия вязкости и структурно-механические свойства нефти, а также затухание фильтрации в пористой среде определяются массой кристаллизующегося парафина при охлаждении нефти и размерами формирующихся при этом кристаллов. [30]