Скважинная продукция
Cтраница 3
Как уже ранее подчеркивалось, скважинная продукция нефтяных месторождений не просто многофазная смесь, включая известные агрегатные состояния вещества - жидкое, газовое и твердое, но и высокодисперсная система. [31]
В процессе нефтепромысловой практики подготовки скважинной продукции установлено, что попутная пластовая вода, находящаяся в нефти в диспергированном состоянии ( обратная водонефтяная эмульсия), в процессе ее расслоения практически не содержит каких-либо взвешенных веществ. [32]
Анализ систем сбора и подготовки скважинной продукции показывает, что на большинстве месторождений используется напорная герметизированная система, которая не исключает из системы резервуары и фактически не устраняет технологические потери, а переносит их в резервуарные парки трубопроводных управлений и сырьевые резервуары НПЗ. [33]
При определенном сочетании фазового состава скважинной продукции, межфазного поверхностного натяжения и времени жизни капель на границе раздела фаз в эксплуатационной колонне при росте обводненности скважинной продукции возникают условия инверсии фаз, что приводит к резкому изменению эффективной вязкости скважинной продукции и, как следствие, к некоторому росту дебита скважин вследствие уменьшения противодавления на пласт со стороны скважины. [34]
Товарная нефть представляет собой часть многофазной скважинной продукции нефтяного месторождения, включая часть пластовой нефти после ее промысловой подготовки. То есть в товарной нефти практически не остается растворенного газа, который был первоначально растворен в пластовой нефти и, в первом приближении, максимальное количество его можно характеризовать газовым фактором пластовой нефти G. При разгазировании пластовой нефти в процессе ее подъема на поверхность в добывающих скважинах, системе сбора и промысловой подготовки до товарных кондиций ( по ГОСТ Р 51858 - 2002) часть нефти испаряется в нефтяной газ. [35]
При запуске скважины в работу, скважинная продукция энергией пласта или энергией потока, создаваемого глубинным насосом, например, УЭЦН, поступает по колонне НКТ 3 в выкидной трубопровод через преобразователь расхода например, турбинный преобразователь, направляется на пункты сбора. [36]
Допустим, что бутылочная устьевая проба скважинной продукции достаточно представительна по характеристике объемной доли воды в жидкой составляющей скважинной продукции до ее отбора. В процессе транспортировки устьевой пробы до лаборатории и начала ее анализа, как правило, эта проба полностью разгазируется при барометрическом давлении и температуре близкой к 20 С. [37]
УПОГ, на которой показано разделение скважинной продукции на нефтяной газ и водонефтяную эмульсию. Пусть, для конкретизации, объемное расходное газосодержание потока скважинной продукции составляет 90 % об. Допустим, что 10 % об. потока нефтяного газа из трубопровода попадает вместе с потоком водонефтяной эмульсии в нефтегазовый сепаратор 6, тогда 90 % об. его через газосборный коллектор 3, минуя сепаратор 6, попадает сразу в газосепаратор. Капельная жидкость в газосепараторе улавливается и сбрасывается в нефтегазовый сепаратор. Окклюдированный газ за время задержки водонефтяной эмульсии в сепараторе всплывает, достигает границы раздела дисперсионных сред нефть - нефтяной газ и через время его жизни на границе раздела фаз) переходит в газовую фазу и выводится из нефтегазового сепаратора вместе с потоком нефтяного газа. [38]
Допустим, что бутылочная устьевая проба скважинной продукции достаточно представительна по характеристике объемной доли воды в жидкой составляющей скважинной продукции до ее отбора. В процессе транспортировки устьевой пробы до лаборатории и начала ее анализа, как правило, эта проба полностью разгазируется при барометрическом давлении и температуре близкой к 20 С. [39]
 |
Типичный график динамики скважинного газового фактора в процессе разработки залежи при режиме растворенного газа. [40] |
Таким образом, неопределенность физико-химических свойств скважинной продукции после проведения ГТМ, направленных на увеличение МУН, требует разработки аналитических методов оценки свойств нефти, нефтяного газа и воды для анализа эффективности эксплуатации скважин и проектирования промыслового обустройства. [41]
Ощутимые последствия такого неконтролируемого изменения свойств скважинной продукции, как правило, сказываются на свойствах межфазных поверхностей, иногда настолько, что блокируется коалесценция капель дисперсной фазы и пузырьков нефтяного газа и, как следствие, нарушается технологический режим сегрегационного разделения фаз в гравитационных отстойниках, преобладающих аппаратах промыслового обустройства нефтяных месторождений по сегрегации фаз. [42]
Допустим, что бутылочная устьевая проба скважинной продукции достаточно представительна по характеристике объемной доли воды в жидкой составляющей скважинной продукции до ее отбора. В процессе транспортировки устьевой пробы до лаборатории и начала ее анализа, как правило, эта проба полностью разгазируется при барометрическом давлении и температуре близкой к 20 С. [43]
Рассмотрим более подробно типовую методику измерения обводненности скважинной продукции на промыслах. [44]
Представляет интерес технологическая схема сбора и подготовки скважинной продукции Самотлорского месторождения, рис. 1.5. Особенностью данной схемы является то, что сбор и подготовка нефти производится в газонасыщенном состоянии с исключением резервуаров из системы. [45]
Страницы: 1 2 3 4