Выделение - свободный газ
Cтраница 2
Принято считать, что дифференциальная форма выделения газа существует в нефтяном пласте, когда текущее пластовое давление, спускаясь ниже начального давления насыщения, приводит к выделению свободного газа, который по мере образования уходит в скважины, опережая ту нефть, из которой он выделился. Однократное ( контактное) разгазирование приписывается форме выделения газа, происходящей в стволе скважины, где процесс подъема нефти от забоя к устью осуществляется газом, в силу чего нефть и выделившийся из нее газ находятся в длительном контакте, достаточном для установления термодинамического равновесия. [16]
При этом расход двуокиси углерода составит примерно 120 - 180 м3 / м3 объемов пор, если при пластовых давлении и температуре вода полностью насыщена двуокисью углерода и следовательно, выделения свободного газа не происходит. [17]
Если эксплуатация скважины ведется с закрытым затрубпым пространством, давление газа в газовой подушке постепенно возрастает, а уровень жидкости оттесняется вниз до тех пор, пока не установится равновесное состояние, при котором выделение свободного газа а колонне ограничииается вследствие перераспределения давления в скважине и увеличения противодавления на забой. Дебит скважины при этом несколько снижается, а уровень жидкости и давление газа за трубами остаются постоянными. [18]
Осложнения при фонтанной эксплуатации скважин могут быть связаны со скоплением воды на забое, образованием песчаных пробок на забое или в стволе скважины, с отложениями солей и парафина а подъемных трубах и пульсацией скважин при выделении свободного газа из нефти под башмаком подъемных труб. [19]
 |
Кривые восстановления забойного давления с несколькими прямолинейными участками. [20] |
В промысловой практике нарушение прямолинейности наблюдается в начале графика, это объясняется продолжающимся притоком жидкости в скважину после ее остановки, так как практически невозможно достичь мгновенной остановки скважины ( нужно время на закрытие задвижек); в насосных скважинах повышается уровень от динамического до статического; сжимаемостью жидкости в стволе скважины при повышении давления; выделением свободного газа из нефти по стволу скважины при снижении давления. [21]
Изменение эффективного давления соответствует и изменению системы, а, следовательно, и изменениям соотношений фаз углеводородов, в частности, появлению свободного газа и частиц твердых углеводородов. Если выделение свободного газа при уменьшении пластового давления ( напомним, что в зависимости от свойств нефти, состава газа, давления и температуры количества выделяющегося газа могут быть самыми различными) является процессом обратимым, то фильтрационные характеристики продуктивного пласта, ухудшение которых было обусловлено появлением газа, могут восстановиться. Причем нефть ( жидкая фаза), которая по мере выделения газа становится более вязкой, также может почти полностью восстановить первоначальную вязкость. Однако выделившаяся при разгазировании твердая углеводородная фаза ( кристаллы парафина, выпавшие в твердый осадок, асфальтены и др.) может отложиться на поверхности породообразующих минералов, необратимо изменяя проницаемость породы. [22]
При возникновении больших градиентов скоростей на входе в центробежное колесо или его лопатках происходит бурное выделение свободного газа и, в результате этого, насос не выдает заданных параметров. Вероятность проявления ме-тастабильности и, как следствие, выделение свободного газа на входе насоса и его лопатках в настоящее время повышается в связи с наблвдапцейся тенденцией увеличения давления сепарации на промежуточных пунктах промысловой перекачки ( ДЕК) с 0 2 - 0 7кг / Ъ / г в шестидесятых годах до 5 - 6 КГ / CNT и более в настоящее время. [23]
С 8 го км трассы, в трубопроводе начинается выделение свободного газа. На втором участке трубопровода ( рис. 6.3) длиной около 2000 м структура потока мелкодисперсная, пузырьковая, переходящая в пробковую. Этот режим использовался как начальный для дальнейшего моделирования внештатных ситуаций на трубопроводе и показал консервативность разработанной схемы численного расчета. [24]
Растворенный газ существенно влияет на физические свойства нефти, которые должны учитываться в технологии ее перекачки на большие расстояния, а также при выборе технологаеского оборудования насосных станций. При фиксированной температуре давление, при котором начинается процесс выделения свободного газа, называется давлением насыщения газонасыщенной нефти. Это давление определяется экспериментально с помощью прибора, позволяющего при плавном снижении давления улавливать момент появления первого пузырька газа в объеме пробы нефти. [25]
Основанием для последнего, по всей вероятности, являются значения забойных давлений ниже значений давления насыщения, что приводит к выделению легких фракций в виде свободного газа и к более раннему выпадению тяжелых фракций в поровом пространстве. Считается, что указанное явление происходит вследствие перенасыщения нефти асфальтосмолистыми и парафиновыми компонентами за счет выделения свободного газа, снижения температуры нефти, за счет разгазирования ( дросселирование) в призабойной зоне и повышения вязкости нефти. [26]
Будем считать, что жидкости и порода несжимаемы, в начальный момент времени яефтенасыщенность постоянна, а свободный газ отсутствует. При поддержании пластового давления закачкой воды и забойных давлениях на эксплуатационных скважинах, установленных ниже давления насыщения нефти газом выделение свободного газа и его влияние на течение жидкости будет существенным лишь в призабойннх зонах 4 что может быть учтено введением дополнительного ильтрационяого сопротивления для этих зон, в окрестности которых течение жидкости может рассматриваться квазистационарным. [27]
Режим, на котором работает скважина до исследования, принимается за один из режимов исследования. Желательно, чтобы диапазон изменений депрессий был возможно большим - от наименьшей депрессии, при которой к забою скважины еще происходит приток жидкости, до наибольшей, при которой работают скважины на данной залежи без возникновения условий выделения свободного газа на забое и без разрушения коллектора и колонны. Другие режимы работы скважины при исследовании должны равномерно распределяться между этими крайними значениями. Очень важно проводить исследование скважины при малых отборах жидкости. Это облегчает обработку данных исследования и повышает их достоверность. [28]
Наиболее сложными для герметизации являются сырьевые резервуары. Необходимо отметить также, что они являются более активными источниками безвозвратных потерь нефти по сравнению с товарными резервуарами. Выделение свободного газа в объеме нефти не позволяет применять понтоны или плавающие крыши: режимы работы их таковы, что газоуравнительные системы неэффективны, их крыши подвержены более быстрому износу ввиду повышенной агрессивности газовой среды. При этом разгерметизация резервуара делает неэффективным даже такой прием, как отбор газа с помощью компрессоров или электронных устройств. [29]
При давлении в пласте ниже давления насыщения из жидкой фазы выделяется свободный газ и к забою скважины поступает двухфазный поток. При этом соотношение жидкой и газовой фаз зависит от давления насыщения и поддерживаемого динамического уровня ( забойного давления) в процессе эксплуатации скважин. При однофазном поступлении нефти к забою скважин возможно также выделение свободного газа из жидкой фазы при условии поддержания забойного давления ниже давления насыщения. Газ, поступающий вместе с нефтью на прием насоса, занимает часть полезного объема цилиндра насоса и значительно снижает производительность насоса. Возможны случаи, когда под влиянием газа работа клапанов полностью парализуется и насос практически прекращает подачу жидкости. [30]
Страницы: 1 2 3