Процесс - разгазирование - нефть
Cтраница 2
В большинстве работ, посвященных исследованию процесса парафинизации, отсутствие отложений в сборных трубопроводах раздельных систем сбора объясняется отсутствием процесса разгазирования нефти в трубопроводах. Рассмотренная температурная стабильность потока, таким образом, решает лишь одну сторону вопроса. [16]
Средний газовый фактор нефтей составляет порядка 400 м3 / т, а это означает, что 30 - 35 % массы пластовой нефти приходится на углеводороды, газообразные в поверхностных условиях. Такой факт оказывает существенное влияние на процессы разгазирования нефти по стволу добывающих скважин и температурный режим их эксплуатации. [17]
 |
Зависимость давления насыщения от газового фактора при воздействии на частотах 5 и 10 кГц. [18] |
Таким образом, отмечено влияние мощности акустического воздействия на рост давления насыщения. Увеличение частоты с 5 до 10 кГц приводит к усилению процесса разгазирования нефти. [19]
Прибор позволяет определить давление насыщения нефти газом, коэффициент сжимаемости, газосодержание, плотность, объемный коэффициент и усадку нефти, а также растворимость газа в нефти, исследовать процессы разгазирования нефти при разных температурах, определять вязкость пластовой нефти, температуру начала кристаллизации парафина. [20]
Построенные по результатам исследований напорные характеристики Я-Q для конкретных давлений на приеме насоса обычно интерпретируются как рабочие характеристики насоса при откачке газожидкостной смеси с определенным газосодержанием, хотя значения газосодержаний во всех случаях определены весьма приближенно. Однако точность определения газосодержания небольшая, так как, во-первых, результаты раз-газирования пробы нефти в лабораторных статических условиях, по которым определялось газосодержание у приема насоса, могли не соответствовать процессу разгазирования нефти в скважине; во-вторых, при неизвестном коэффициенте сепарации газа у приема насоса сложно определить газосодержание перекачиваемой смеси. Доказано [80], что коэффициент сепарации газа зависит от расхода газожидкостной смеси и ее структуры. [21]
Изменение давления и температуры нефти при ее движении как по стволу скважины, так и по системе промысловых трубопроводов сопровождается сложными процессами испарения и конденсации многокомпонентных углеводородных систем. При снижении, например, давления происходит процесс разгазирования ( испарения) нефти, в результате чего понижается температура газонефтяной смеси. Количественная оценка процесса разгазирования нефти может быть сделана как теоретически, так и экспериментально. [22]
При этом считает, что В образующихся пузырьках состав газа сохраняется на всем Протяжении их движения до устья скважины. Естественно предположить, что на тепловые аффекты, возникающие в процессе разгазирования нефти, должен оказывать определенное влияние и тип процесса дегазации. [23]
В пластовых условиях вследствие высоких давлений углеводороды и сопутствующие газы находятся в жидком состоянии. Однако при снижении давления сопутствующие газы и отдельные парафиновые углеводороды полностью или частично переходят в газообразное состояние. Поскольку при движении нефти в пласте, по стволу скважины и в нефтепромысловых коммуникациях давление падает постепенно, то количество и состав выделяющегося газа непрерывно изменяются. На процесс разгазирования нефти существенное влияние оказывает температура. Повышение температуры способствует более интенсивному выделению газа. [24]
В лаборатории отобранные глубинные пробы исследуют на установках типа АСМ-300 для анализа проб пластовых нефтей. Нефть из глубинного прибора в установку АСМ-300 переводят с помощью блока перевода без нарушения естественных условий. Пробу в установке перемешивают. Установка позволяет определять давление насыщения нефти газом, коэффициент сжимаемости, газосодержание, плотность, объемный коэффициент и усадку нефти, температуру начала кристаллизации парафина, исследовать процессы разгазирования нефти при разных температурах. [25]
Необходимо вычислить нефтеотдачу к моменту подхода фронта воды к концу образца, скорость продвижения фронта воды, а также время, протекшее с начала эксперимента до момента прорыва фронта воды, вытесняющей нефть. Последующая фаза наступает после прохождения фронта вытеснения и существует в условиях, когда вытесняющая жидкость подается в пласт с прежним расходом. Теперь в пласте не существует скачков насыщенности. Процесс разгазирования нефти, благодаря которому получается дополнительная нефть из пласта, является по существу процессом выталкивания нефти из пор газом. Дебиты скважин в течение этого процесса становятся все меньше, а добыча воды все больше. Очевидно, для такого процесса существует экономический предел. Для решения данной задачи нужны кривые фазовой проницаемости, полученные для той укладки песка, которая была в эксперименте. В случае отсутствия кривых фазовой проницаемости для данных конкретных пород следует воспользоваться кривыми фазовой проницаемости ( рис. XI. Из этих кривых вычисляется отношение - - и наносится на тот же график. [26]
Страницы: 1 2