Гравитационное разделение - нефть
Cтраница 3
В месторождениях с газовой шапкой процесс вытеснения рефти расширяющимся по мере снижения давления газом сопровождается обычно гравитационными эффектами: нефть стекает под действием силы тяжести в наиболее пониженные зоны залежи, а выделяющихся из нефти растворенный в ней газ мигрирует в повышенные зоны и пополняет газовую шапку. Пополнение расширяющейся газовой шапки выделяющимся из раствора газом способствует замедлению темпов падения пластового давления. Гравитационное разделение нефти и газа в месторождениях с газовой шапкой способствует также тому, что газовый фактор для скважин, удаленных от газовой части пласта, может долго оставаться довольно низким. У скважин же, расположенных близко к газонефтяному контакту, газовый фактор обычно быстро растет и возможно даже фонтанирование чистым газом. [31]
В месторождениях с газовой шапкой процесс вытеснения нефти расширяющимся по мере снижения давления газом сопровождается обычно гравитационными эффектами: нефть стекает под действием силы тяжести в наиболее пониженные зоны залежи, а выделяющихся из нефти растворенный в ней газ мигрирует в повышенные зоны и пополняет газовую шапку. Пополнение расширяющейся газовой шапки выделяющимся из раствора газом способствует замедлению темпов падения пластового давления. Гравитационное разделение нефти и газа в месторождениях с газовой шапкой способствует также тому, что газовый фактор для скважин, удаленных от газовой части пласта, может долго оставаться довольно низким. У скважин же, расположенных близко к газонефтяному контакту, газовый фактор обычно быстро растет и возможно даже фонтанирование чистым газом. [32]
Другим важнейшим условием технологической эффективности применения коалесцера-диспергатора является увеличение вероятности коалесценции капель за ограниченный период времени, что обеспечивается достаточной концентрацией капельной воды ( дисперсной фазы) в обрабатываемом сырье. Достаточная концентрация дисперсной фазы - это такая концентрация, при которой проявляется эффект стесненности осаждения капельной воды в поле силы тяжести. Эффект стесненности при гравитационном разделении нефти от капельной воды практически ощутим при обводненности ( объемной доле воды в эмульсии) более 6 % об. При обводненности 15 % об. и более начинают существенно проявляться эффекты, связанные с возрастанием эффективной вязкости эмульсии. [33]
 |
Динамика содержания воды в продукции скв. 310 Сергеевского месторождения при периодической и непрерывной эксплуатации. Периоды откачки жидкости. [34] |
Сергеевского месторождения при изменении режима работы приведена на рис. 6.14, из которого видно, что содержание воды в жидкости при периодическом режиме эксплуатации меняется в весьма широком диапазоне. Столь существенное изменение содержания воды определяется гравитационным разделением нефти и воды и влиянием аномалии вязкости нефти на приток жидкости после остановки и пуска скважины. [35]
При газонапорном режиме нефтеотдача несколько меньше, чем при водонапорном, так как нефть из пласта вытесняется газом, обладающим значительно меньшей вязкостью, чем нефть, и не смачивающим породу. Даже при небольшом понижении пластового давления из нефти начинает выделяться газ, который уменьшает фазовую проницаемость пород для нефти. Однако при значительных углах падения пород ( не менее 12 - 15) и при прочих благоприятных для гравитационного разделения нефти и газа условиях нефтеотдача может быть значительной. [36]
Решая вопрос о целесообразности поддержания давления путем нагнетания газа в верхнюю часть залежи, необходимо оценить практическую и экономическую эффективность этого мероприятия. Следует иметь в виду, что пластовое давление, особенно в начальный период эксплуатации залежи, может быть очень высоким, и для практического осуществления процесса понадобится дорогое оборудование, необходимое для создания высокого давления. Необходимо также тщательно изучить геологические условия залежи. В пологой структуре затрудняется гравитационное разделение нефти и газа. [37]
В этом случае требуется комплексирова-ние различных методов ( табл. 6.10), основанных на изучении изменения по стволу скважины скорости потока жидкости, состава смеси, температуры и др. Вначале с помощью глубинного деби-томера выделяют работающие в скважине пласты. Затем определяют состав жидкости против работающих интервалов, для чего используют замеры диэлектрических влагомеров, гамма-плотномеров или резистивиметров. Наиболее надежное выделение интервалов поступления воды таким способом обеспечивается, если дебит скважины достаточно высок ( более 120 м3 / сут) и в колонне не происходит гравитационного разделения нефти и воды. При меньшем дебите вода из скважины полностью не выносится, часть ее скапливается в нижней части колонны и может частично или полностью перекрыть интервал перфорации. В результате эффективность способа резко снижается. [38]
Из нижней части отсека нефть, разделенная перфорированными распределителями на множество мелких потоков, проникает в полость, заполненную горячей промывочной водой. Всплывая на поверхность промывочного слоя, нефтяная эмульсия освобождается от наименее связанной части пластовой воды, которая перетекает в камеру и через исполнительный механизм регулятора уровня отводится с установки. Всплывшая нефть через щель в перегородке перетекает в сборную камеру, откуда действием избыточного давления вытесняется по соединительной трубе в нагревательный отсек. Здесь осуществляется вторичная промывка эмульсии через слой горячей воды. Окончательное гравитационное разделение нефти и воды происходит в отстойном отсеке, откуда обезвоженная нефть через щель в перегородке перетекает в камеру и через исполнительный механизм регулятора уровня отводится в резервуар товарной нефти. Отделившаяся в отстойном отсеке вода, содержащая некоторое количество неотреагированного де-эмульгатора, поступает в камеру, откуда забирается насосом и закачивается в линию сырой нефти перед входам ее на установку. Производительность насоса регулируется автоматически исполнительным механизмом регулятора уровня. [39]
Под влиянием пластового давления в нефти может растворяться значительное количество газа. Поэтому с учетом влияния температуры свойства пластовой нефти могут существенно отличаться от ее свойств на поверхности после дегазации при атмосферных условиях. В различных частях одного и того же пласта нефти могут иметь неодинаковые свойства. В повышенных частях складок обычно залегают более легкие и более светлые нефти, в краевых частях - более тяжелые. Это связано с гравитационным разделением тяжелых и легких составляющих нефтей и влиянием на краевую нефть процессов окисления и растворения некоторых ее компонентов в окружающих залежь водах. Поэтому наблюдения за изменением цвета нефти ( колориметрические измерения), добываемой из скважин, позволяют судить о путях фильтрации нефти в пласте и о перемещениях водонефтяного контакта до появления воды в скважинах. [40]
Типичная история эксплуатации месторождения при режиме растворенного газа, разрабатываемого методом истощения, связана с постепенным ростом газового фактора в течение некоторого периода. Затем следует быстрое увеличение газового фактора, так как в пласте накапливается достаточно большое количество газа и относительная проницаемость для газа достигает высокого значения. Используя кривые относительных проницае-мостей и расчеты по методу материального баланса, можно предсказывать динамику эксплуатации месторождения на будущее. Простые расчеты, проведенные для малых приращений добычи, покажут, как по мере увеличения в пласте свободного газа увеличивается величина газового фактора. В таких расчетах пренебрега-ется влиянием гравитационного разделения нефти и газа. [42]
Использование двуокиси углерода для увеличения нефтеотдачи основано на растворимости ее в пластовых флюидах ( нефти и воде) и растворении легких компонентов нефти в двуокиси углерода. Последнее сопровождается увеличением объема нефти, заметным понижением ее вязкости и повышением плотности. При растворении двуокиси углерода в воде плотность последней несколько снижается. Увеличение объема нефти и снижение ее вязкости способствуют, при прочих равных условиях, повышению ее подвижности и улучшению условий нефтевытеснения. Существенное уравнивание плотностей нефти и воды, содержащих двуокись углерода в растворенном состоянии, уменьшает интенсивность гравитационного разделения нефти и воды и способствует более равномерному продвижению фронта вытеснения. [43]
Использование двуокиси углерода для увеличения нефтеотдачи основано на растворимости ее в пластовых флюидах ( нефти и воде) и. Последнее сопровождается увеличением объема нефти, заметным понижением ее вязкости и повышением плотности. При растворении двуокиси углерода в воде плотность последней несколько снижается. Увеличение объема нефти и снижение ее вязкости способствуют, при прочих равных условиях, повышению ее подвижности и улучшению условий нефтевытеснения. Существенное уравнивание плотностей нефти и воды, содержащих двуокись углерода в растворенном состоянии, уменьшает интенсивность гравитационного разделения нефти и воды и способствует более равномерному продвижению фронта вытеснения. [44]
Нефтегазовая смесь через гидроциклоны подается в сепаратор, откуда выделившийся газ отводится с установки в газовый коллектор, а нефть сливается в нагревательный отсек А. Из нижней части отсека нефть, разделенная перфорированными разделителями на множество мелких потоков, проникает в полость Б, заполненную горячей промывочной водой. Часть воды при этом выделяется из нефти и с помощью межфазного регулятора уровня отводится с установки. Всплывающая нефть через щель в перегородке перетекает в сборную камеру, откуда под воздействием избыточного давления вытесняется по соединительной трубе в нагревательный отсек. Здесь в полости Е осуществляется вторичная промывка эмульсии через слой горячей воды. Окончательное гравитационное разделение нефти и воды происходит в отстойном отсеке Я, откуда обезвоженная нефть через щель в перегородке протекает в конечную камеру и через исполнительный механизм регулятора уровня отводится в резервуар товарной нефти. Отделившаяся в отстойном отсеке вода, содержащая некоторое количество неотработавшего де-эмульгатора, поступает в камеру, откуда она откачивается насосом Н-2 в линию сырой нефти перед входам ее на установку. [45]
Страницы: 1 2 3 4