Увеличение - обводненность - нефть
Cтраница 2
Следует отметить, что при проектировании канализационных очистных сооружений и сетей необходимо учитывать изменение расхода сточных вод по мере увеличения обводненности нефти. [16]
Анализ свойств эмульсий Матросовского ( рис. 3.7) и Чегода-евского ( рис. 3.8) месторождений показал, что с увеличением обводненности нефти сепарационные характеристики нефтей существенно ухудшаются. [17]
Таким образом, уменьшение содержания кислых компонентов в газе первой ступени сепарации может достигаться снижением времени пребывания жидкости в сепараторе, повышением перепада давления в выкидных линиях скважин и сепараторе, увеличением обводненности нефти. [18]
За продвижением контура воды наблюдают в эксплуатационных скважинах. Увеличение обводненности нефти, извлекаемой из скважин, сигнализирует о подходе воды к данному участку пласта. [19]
На рис. 6 приведены кривые распределения скважин по деби-там для некоторых месторождений Западной Сибири, показывающие наличие значительной части высокодебитных скважин. С увеличением обводненности нефти число их возрастет, что необходимо учитывать при выборе способа эксплуатации скважин. [20]
Обнаружено, что при герметизированной системе сбора нефти и газа существует так называемое устьевое давление холостого хода, которое зависит от разности средних геодезических отметок устья эксплуатационных скважин и первой ступени концевой совмещенной сепарационной установки. Если при увеличении обводненности нефти повышается плотность жидкости, устьевое давление холостого хода возрастает. [21]
Такое положение неизбежно приводит к тому, что установки комплексной подготовки нефти должны находиться на значительном расстоянии от дальних нефтепромыслов или даже нефтедобывающих районов. В связи с этим, увеличение обводненности нефти, добываемой на периферийных промыслах, приводит к необходимости обезвоживания нефти непосредственно в местах ее добычи. Целесообразность осуществления этого процесса определяется технико-экономическими расчетами, в основу которых должно быть положено, с одной стороны, соотношение затрат на обезвоживание нефти, а с другой, - на транспортировку балласта до пункта подготовки нефти. [22]
В призабойной зоне добывающих скважин, которые подвергаются искусственному воздействию, с течением времени увеличиваются вяз-кость нефти и содержание механических примесей, образуются эмульсии, ь разрушаются и закупориваются коллекторы. Все это приводит к изме - нению газового фактора и положения водонефтяного контакта, к увеличению обводненности нефти, снижению скорости фильтрации жидкости к забою. [23]
 |
Зависимость сепарационных свойств эмульсии Первомайского месторождения от приведенной скорости газа и природы газовой фазы. [24] |
Как следует из рис. 3.9, при увеличении газосодержания и интенсивности выделения газа из жидкости объем пены существенно увеличивается, причем этот показатель у эмульсий легких нефтей несколько выше, чем у более вязких нефтяных эмульсий Чегодаев-ского месторождения. Здесь для одной и той же нефти при одинаковом газосодержании объем пены незначительно снижается с увеличением обводненности нефти, причем в интервале обводненности от 10 % до 30 % объем полученной пенистой системы при больших расходах газа оказался почти одинаковым. [25]
Установлено, что для нефтей с высокой вязкостью увеличение содержания водной фазы в большей степени влияет на объем получаемой пены, чем для нефтей с малой вязкостью. При увеличении обводненности нефти до 60 % наблюдалось лишь небольшое увеличение объема нефтяной системы с образованием незначительного столба пены; во время эксперимента пузырьки газа проскакивали через слой нефти и пены в газовую зону стеклянного цилиндра, практически не увеличивая объем пены. [26]
Нефтепромысловый газ, в котором содержатся пары пластовой воды, назовем влажным газом. Почти все нефтепромысловые газы, выходящие из газосепараторов, являются влажными газами, вследствие того что вся или часть нефти, поступающей из скважины в них. Влажность нефтепромыслового газа непрерывно увеличивается с увеличением обводненности нефти, и при определенных условиях нефтепромысловый газ может быть насыщен водяными парами. [27]
Ежегодно по нефтепромысловым трубопроводам перекачиваются миллионы кубометров нефти, технической жидкости, содержащих в больших количествах коррозионно-активные компоненты: сероводород, кислород, двуокись углерода, ионы хлора и др. Вследствие высокой агрессивности транспортируемых сред основной проблемой при эксплуатации скважин и сети промысловых трубопроводов является коррозия оборудования. В 90 % случаев порывы трубопроводов обусловлены снижением их нормативных сроков службы из-за внутренней и внешней коррозии. Коррозионная активность добываемых флюидов увеличивается за счет роста обводненности продукции скважин. Опытными данными показано, что с увеличением обводненности нефти ( с присутствием СО2) вода играет роль высокоминерализованного полиэлектролита, активность нефти увеличивается с 0 206 до 0 465 г / м2 - час, т.е. более чем вдвое. Для пластовых вод скорость коррозии составляла 0 350 г / м2 - час, что значительно ниже, чем для смесей различного соотношения. [28]
Обводненность нефти оказывает двоякое влияние на затраты по реагенту. Во-первых, с ростом обводненности возрастает объем жидкости, поступающей на обработку. Это вызывает увеличение общего расхода реагента. Одновременно повышается удельный расход деэмульгатора на единицу подготовленной нефти. Во-вторых, при увеличении обводненности нефти свойства эмульсии изменяются. С увеличением количества воды в обрабатываемой жидкости повышается в некоторых пределах дисперсность и стойкость эмульсии, что вызывает повышенные расходы реагента на единицу обрабатываемой жидкости. Стойкость эмульсии в зависимости от степени обводненности меняется по-разному. По некоторым нефтяным месторождениям при обводненности до 30 - 40 % стойкость эмульсии возрастает, а в последующем снижается, по другим - она может возрастать или оставаться неизменной при значительно большей обводненности. Объясняется это в основном влиянием качества нефти и пластовой воды. [29]
В практике наблюдаются случаи, когда с появлением воды в продукции скважины уменьшается интенсивность отложения парафина в подъемных трубах и в системе сбора нефти. Это объясняется тем, что при появлении воды в скважине последняя вся или частично диспергируется в нефти под влиянием перемешивания, создаваемого расширением газа или другими факторами. В процессе перемешивания происходит более интенсивное охлаждение нефти и воды. Вследствие этого, а также явлений, происходящих в межфазном поверхностном слое, на поверхности частиц воды, диспергированных в нефти, адсорбируются компоненты, составляющие парафин. Количество его увеличивается с увеличением обводненности нефти и дисперсности эмульсии, получаемой при этом. Это явление приводит к следующему выводу. [30]
Страницы: 1 2