Газоводонефтяной поток

Cтраница 1

Газоводонефтяной поток или буровой раствор из штуцера поступает в отбойную камеру, происходит удар о защитную накладку и трубчатый цилиндр заполняется раствором и газом. Поток растворов поднимается вверх и изливается через лоток в очистную систему. [1]

Многообразие характеристик газоводонефтяных потоков существенно усложняет их изучение. [2]

На структуру трехфазного газоводонефтяного потока существенно влияет механизм образования смеси - выделение газа из жидкости ( нефти) и ввод его извне. Пузырьки газа выделяются преимущественно на границе раздела твердое тело ( поверхность труб, песчинки) - нефть и вода - нефть. Подобное отмечается и при наличии капель нефти в воде. [3]

Первоочередной отбор нефтяной фазы позволяет заведомо исключить из движущегося по КДФ газоводонефтяного потока основную часть компонентов, способствующих образованию пены. Кроме того, последовательный отбор фаз приводит к снижению скорости остального потока. [4]

Как видно из этих соотношений, связи устанавливаются для шести кинематических характеристик, то есть имея значения пяти кинематических параметров газоводонефтяного потока, можно, пользуясь зависимостями (2.17) - (2.24), определить любой другой параметр. Следовательно, минимальным числом независимых кинематических параметров при движении трехфазного потока нужно считать пять. [5]

Повреждения в результате внутренней коррозии возникают в местах длительного контакта с водой или коррозионно-активными компонентами активного газа ( С02, H2S), в местах скопления газа или воды, а также при раздельной структуре газоводонефтяного потока в промысловых трубопроводах. [6]

ДРНС - требуемый перепад давления в насосе; ДГНС - теплоприток в насосе; Lcn - глубина спуска насоса, м; РНГ - требуемое давление нагнетания; РВХ - развиваемое пластом давление на входе в насос; ТНГ - температура на выкиде насоса; ТВХ - температура на входе в насос; рвх - плотность потока на входе в насос; Ятре - требуемый напор насоса; н, в - двухфазный водонефтяной поток; н, в, г - трехфазный газоводонефтяной поток. [7]

Как уже отмечалось, высокая производительность установок сепарации газа, подготовки нефти и воды достигается при поступлении на них предварительно расслоившейся на указанные компоненты продукции скважин. Процессы разделения газоводонефтяного потока на отдельные фазы успешно осуществляются в концевом делителе фаз ( КДФ), представляющем конечный участок сборного трубопровода увеличенного диаметра. [8]

Схема подачи водного [ IMAGE ] 12. Подача концентриро. [9]

При проектировании и эксплуатации системы подготовки нефти на промыслах необходимо выбирать тип деэмульгатора, место и способ ввода его в обрабатываемую среду с учетом особенностей технологического объекта и свойств эмульсии. В условиях незначительной турбулентности газоводонефтяного потока в промысловых коммуникациях и технологическом оборудовании рекомендуется химический реагент вводить не только на установках подготовки, но и непосредственно в скважинах или групповых установках. Данный ввод реагента обеспечивает равномерное распределение его и сокращение удельного расхода. [10]

Лучшим для конкретной нефтяной эмульсии считается тот деэмульгатор, который при минимальной температуре обработки и расходе быстрее обеспечивает максимальную глубину обезвоживания и обессоливания нефти. Способствуя расслоению эмульсионной системы при определенных режимах движения газоводонефтяного потока, реагенты-деэмулыаторы не должны приводить к повышению скорости коррозии внутренней поверхности трубопровода. Для этого необходимо, чтобы они обладали определенными ингибирующими свойствами или хорошо сочетались с добавками соответствующих ингибиторов коррозии. [11]

Во-первых, свойства фаз и смеси не одинаковы на лабораторной установке и в скважине, даже если поверхностное натяжение, вязкости и плотности фаз одни и те же. В лабораторных условиях невозможно учесть всего многообразия термодинамических, физико-химических, геометрических и расходных характеристик реальных газоводонефтяных потоков. [12]

Недостатками данных работ является то, что авторы рассматривают вязкость эмульсий только в зависимости от температуры и обводненности нефти. Кроме того, рассмотрение влияния расходов фаз, вязкости водонефтяной эмульсии, диаметра трубопроводов на движение смеси недостаточно для полного описания гидравлики газоводонефтяного потока. [13]

В настоящее время накоплен обширный экспериментальный материал, свидетельствующий о значительном влиянии на гидродинамику потока не только свойств жидкости и газа ( плотность, вязкость, межфазное натяжение), но и явлений на границе раздела фаз. Здесь имеется в виду не гидромеханическое взаимодействие фаз, которое так или иначе учитывается эмпирическими формулами, а те физико-химические процессы, которые вызваны специфическими свойствами реальных газоводонефтяных потоков. Выделим три основные особенности газоводонефтяных смесей в скважинах, отличавшие их от модельных потоков в лабораторных установках. [14]

Нефтепроводы подвержены не только внешней коррозии, но и внутренней. Коррозионные повреждения в результате внутренней коррозии возникают, в частности, в местах длительного контакта с водой или коррозионно-активными компонентами нефтяного газа ( СО2, H2S): в местах расположения скоплений газа или воды, а также при раздельной структуре газоводонефтяного потока в промысловых трубопроводах. [15]

Страницы: 1 2