Большая техническая энциклопедия
2 3 6
A N P Q R S U
А Б В Г Д Е Ж З И К Л М Н О П Р С Т У Ф Х Ц Ч Ш Щ Э Ю Я
О- ОБ ОВ ОГ ОД ОЖ ОК ОЛ ОН ОП ОР ОС ОТ ОФ ОХ ОЦ ОЧ ОЩ

Обводнение - нефть

 
Обводнение нефти существенно увеличивает ее вязкость, влияющую на коэффициент трения штанг о трубы.
Обводнение нефти и нефтепродуктов происходит при перевозках в технически неисправных судах или при попадании влаги в негерметичные емкости.
При обводнении нефти пластовой водой до величины меньше 80 % режим работы скважины и оптимальный дебит следует устанавливать с учетом допустимого процента обводнения.
При высоком обводнении нефти ( более 20 %) по трубопроводу движется стойкая водонефтяная эмульсия высокой вязкости, благодаря наличию в ней асфальтенов и парафина. Трубопроводы, транспортирующие такие эмульсии, имеют достаточно низкую скорость коррозии внутренней поверхности.
Повышение качества разобщения пластов предотвращает обводнение нефти или снижает содержание в ней пластовой воды.
Ограничение или исключение водопритоков и обводнение нефти решается в результате специальных РИР.
В 45 эксплуатационных скважинах определено обводнение нефти за счет поступления воды по каналам затрубной циркуляции от нижележащих водоносных пластов. Прибыль здесь рассчитывается по сопоставлению затрат на получение информации о затрубной циркуляции геофизическими и промысловыми методами. Этот метод расчета следует считать правомерным, так как в существующей практике исследования по определению затрубной циркуляции силами бригад капитального ремонта скважин проводи гея примерно в таком же объеме, как и геофизическими методами.
Из табл. 4.13 видно также, что обводнение нефти повлекло за собой увеличение случаев отказов по причине снижения подачи УЭЦН.
В работе [40] установлено, что при обводнении нефти Русского месторождения в Западной Сибири на 30 % вязкость эмульсии возрастает в 5 - 10 раз. Снижается коэффициент подачи установки из-за увеличения деформации штанг. На 10 - 15 % падает КПД установки.
Изменение нефтеотдачи однородной и двухслойной пористых сред в зависимости от и объемов прокачанной жидкости. Сравнительно низкие водные факторы слоистых пористых сред в начальный период обводнения нефти также можно объяснить активным проявлением капиллярных сил перпендикулярно напластованию слоев. Если в однородных пористых средах при высоких значениях j i / fi2 нагнетаемая вода перемещается вдоль залегания пород главным образом по наиболее крупным обводненным норовым каналам, постепенно захватывая все большую часть пород, то в слоистых средах вследствие большой поверхности контакта слоев разной проницаемости значительная доля нагнетаемой воды проникает в менее проницаемый слой, вытесняя из него нефть в крупнозернистый песчаник. Активный переток остаточной нефти из менее проницаемого слоя в более проницаемый в свою очередь значительно уменьшает фазовую проницаемость последнего для воды. И хотя проницаемость крупнозернистого слоя в несколько раз выше проницаемости мелкозернистого слоя, суммарный объем воды, поступающей из обоих слоев, оказывается небольшим по сравнению с однородным пластом и со случаем послойного вытеснения. В дальнейшем по мере увеличения водонасыщенности пористой среды фазовая проницаемость для воды и, следовательно, водные факторы быстро растут.
Большая вязкость извлекаемой продукции вследствие образования эмульсий в НКТ по мере обводнения нефти при прочих равных условиях изменяет условия эксплуатации колонны штанг из-за роста амплитуды нагрузок. Поэтому, в зависимости от вязкости, работоспособность установки, а следовательно, и ее надежность, в значительной степени изменяются.
Следует отметить, что в процессе разработки нефтяных месторождений на стадии существенного обводнения нефти на глубинах 2000 - 3000 м, возможно увеличение пористости песчано-алевритовых пород в приза-бойной зоне и за ее пределами, за счет растворения кальцитового цемента. На глубинах свыше 3000 м ( при температуре более 70 - 80 С), наоборот, в порах и норовых каналах возможно выделение новообразований кальцита.
Судя по динамике добычи нефти и воды и степени минерализации последней, обводнение нефти происходило вследствие притока пластовой и: нагнетаемой воды. Поскольку интервалы водопритока не удалось точно установить, было решено закачать ГФС в оба пропластка одновременно. Па-кер был установлен на 27 м выше верхних перфорационных отверстий.
В 1975 г. по Самотлорскому месторождению было извлечено 5 162638 т пластовой воды за счет обводнения нефти.

В начале 60 - х годов работники Туймазанефти вплотную столкнулись с трудностями, связанными с обводнением нефти и отделением от нее воды. Решение было найдено в интенсификации процесса водоотде-ления до поступления жидкости в резервуары.
Разработка нефтяных месторождений при водонапорном режиме и искусственном поддержании пластового давления является одной из основных причин обводнения нефти.
На кривых, изображенных на рис. 20 [26], выде-ля от стадии роста, стабилизации и падения добычи не фти, длительность которых зависит от периода раз-бу эивания месторождения, закономерностей обводнения нефти и отключения рядов скважин.
Схемы поршней-разделителей. Кроме того, при очистке полости не происходит снижения производительности, прежденфеменного износа или выхода из строя компрессоров, насосов и арматуры, а также в газопроводах не образуются гид-ратные и ледяные пробки ( а при транспорте сернистого газа не образуются сернистые соединения, вызывающие коррозию металла) и не происходит обводнения нефти в нефтепроводах.
Бесконтрольная закачка воды привела к обводнению нефти до 90 - 95 %, что делает разработку старых месторождений нерентабельной.
В целом по стране установки ЭЦН применяются на месторождениях с вязкостью нефти ц2о ( замер в стандартных условиях) до 60 - 70 мПа - с. Причем в диапазоне вязкости 30 - 70 мПа - с обводнение нефти и образование тонкодисперсных структур эмульсий значительно снижает эффективность их применения. Добыча нефти установками ЭЦН большей вязкости становится уже нецелесообразной.
В затрубном пространстве происходят процессы прямого и обратного массопереноса. По мере подъема газ охлаждается, и из него выделяется жидкая фаза - газовый конденсат, который осаждается на стенках эксплуатационной колонны в виде пленки. При обводнении нефти из нее выделяются пары воды, которые при подъеме тоже конденсируются на стенке. Сконденсировавшаяся вода и конденсат вместе стекают вниз. Подъем паров воды и газа происходит из-за стравливания последнего из затрубного пространства через клапан, устанавливаемый на определенное давление, а также из-за конвективного массопереноса, вызванного более высокой температурой на больших глубинах.
Устье скважин оборудуется необходимой арматурой непосредственно после бурения. В камеры, которые размещены в подъемных трубах, устанавливают глухие клапаны после чего скважина осваивается и эксплуатируется фонтанным способом. По мере обводнения нефти и падения пластового давления без подъема колонны труб глухие клапаны заменяют на газлифтные и скважину переводят на эксплуатацию газлифтным методом.
Результаты наблюдений и вычисленные данные. При р3 рнас, особенно при режиме растворенного газа, с увеличением до определенного предела диаметра штуцера газовый фактор сначала снижается, а затем при дальнейшем увеличении диаметра штуцера начинает повышаться. В таких случаях оптимальный режим следует устанавливать по минимальному газовому фактору. При обводнении нефти пластовой водой до 80 % режим работы скважины и оптимальный дебит следует устанавливать с учетом допустимого процента обводнения.
На рис. 4.12 представлена динамика выработки запасов по варианту 4, когда вскрыт весь пласт. Видно, что выработка запасов нефти происходит более равномерно, чем в предыдущем варианте. За счет размывания водонефтяного контакта часть нефти попадает в водонасыщенный интервал ( пропласток 3) и извлекается через перфорационные отверстия. Однако, как показывает динамика показателей разработки ( рис. 4.13, 4.14, 4.15), при данном варианте разработки происходит самое быстрое обводнение нефти.
Так как объем межтрубного пространства между хвостовиком 1 и обсадной колонной достаточно большой, длины пробок нефти и воды в насосно-компрессорных трубах также могут быть достаточно значительные. Соотношение длин водной и нефтяной пробок будет зависеть от обводненности пластовой жидкости. При 50 % обводненности длины пробок будут равны. Чередование пробок большой протяженности открывает перспективы расширения области применения УСШН для откачки высоковязких обводнившихся нефтей. С одной стороны, предупреждается образование эмульсий, вязкость которых значительно превосходит вязкость исходной нефти. С другой стороны, суммарное гидродинамическое трение по штанговой колонне из-за наличия водной пробки будет примерно на 50 - 70 % меньше трения, возникающего в столбе безводной нефти по всей длине колонны. Следовательно, фактор обводнения нефти из категории, осложняющей механизированную добычу, переходит в категорию, способствующую этому.
 
Loading
на заглавную 10 самыхСловариО сайтеОбратная связь к началу страницы

© 2008 - 2014
словарь online
словарь
одноклассники
XHTML | CSS
Лицензиар ngpedia.ru
1.8.11