Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 [ 88 ] 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270

проведены специальные трассерные исследования с использованием «меченой» жидкости (флуоресцин натрия), которые показали, что скорость движения воды от нагнетательных до добывающих скважин колеблется от 344 до 1100 м/сут, составляя в среднем 607,25 м/сут.

Геофизическими исследованиями установлено, что на данном месторождении с ростом обводненности продукции скважин обводненная толщина пласта увеличивается незначительно, т.е. характер и особенности обводнения скважин Талинского месторождения связаны с резкой фильтрационной неоднородностью объекта разработки и наличием каналов низкого фильтрационного сопротивления, сформированных в значительной степени в процессе заводнения.

Таким образом, многообразие причин обводнения добывающих скважин существенно осложняет разработку адекватных методов борьбы с этим явлением. Именно поэтому в настоящее время отсутствуют универсальные методы борьбы с обводнением, пригодные для многих нефтяных месторождений.

800 1200 1600 2000 2400 2800 Удельная добыча, т/м

Рис. 5.13. Зависимость обводненности продукции скважин Талинского нефтяного месторождения от удельной накопленной добычи нефти (приходящейся на 1 м эффективной толщины пласта). Цифры - номера скважин

ГЛАВА 6 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ ИЗ СКВАЖИН

Современное состояние нефтяной промышленности России характеризуется не только сложными климатогеофафическими условиями, но также и сложными условиями эксплуатации добывающих скважин, связанными, в основном, с подъемом высоковязкой или обводненной продукции, продукции с большим содержанием свободного газа, а также с работой погружного оборудования в искривленных скважинах.

Под технологически осложненными условиями эксплуатации понимаются такие условия, при которых нормальная и эффективная эксплуатация скважин существующим оборудованием при существующих технологических процессах добычи нефти затруднена или практически невозможна.

Как показывает анализ практики добычи нефти, основными осложняющими факторами при эксплуатации добывающих скважин являются:

- обводненность продукции скважин;

- высокая вязкость продукции (водонефтяных эмульсий или чистой нефти);

- содержание в продукции значительного количества свободного газа;

- значительная искривленность добывающих скважин;

- поступление механических примесей из пласта;

- отложение в добывающей системе солей, смол, парафинов и др.

В общем виде скважинная продукция представляет из себя дисперсную систему, состоящую из нефти, воды, свободного (растворенного) газа, а также различной физико-химической природы твердых компонентов (механические частицы цементирующего вещества и скелета породы, кристаллы различных солей, а также асфальтены, смолы, парафины и т.п.). При этом рассматриваемая сложная система движется в скважине при постоянно меняющихся термобарических условиях (давлении и температуре), подвергаясь различным фазовым превращениям.

Таким образом, основным изучаемым объектом является газожидкостная смесь (ГЖС), в отдельных случаях - с твердыми компонентами.

6.1. ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ

Для полного описания газожидкостных смесей указания основных физических свойств любой среды - плотность, вязкость, сжимаемость, теплоемкость, теплопроводность и т.д. - явно недостаточно. Это связано с тем, что ГЖС, состоящая из несмешивающих-ся фаз, характеризуется целым рядом новых параметров, основными из которых являются: газовое число (газосодержание, газонасыщенность), относительная скорость, дисперсность, поверхностное натяжение на поверхности раздела фаз, прочность этой поверхности, устойчивость ГЖС и др.

Рассмотрим более подробно некоторые из этих параметров.

Газовым числом G называется отношение объема свободного газа К к объему жидкости в выделенном геометрическом объеме, при данных термобарических условиях {Р и Т):

г У

К- -

Заменяя объемы газа и жидкости через их объемные расходы (V и q), получим:

= 7- (6.2)

Из выражений (6.1) и (6.2) следует, что газовое число может изменяться в пределах от О до оо. Это делает неудобным использование данного параметра как при расчетах, так особенно при обработке результатов экспериментальных исследований.

Более удобным является параметр, называемый газосодержанием (газонасыщенностью) р(ф). Объемным газосодержанием р, (истинным - ф) называется отношение объема газа К к общему объему смеси (К + V) в выделенном геометрическом объеме при данных термобарических условиях (Р,Т:

р- = =т77г. (6.3)

Если вместо объемов газа К и жидкости рассматриваются объемные расходы газа V и жидкости q, то используется параметр, называемый объемным расходным газосодержанием р: