Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Обводнение нефти это


обводнение

Обводненность отложений различная и зависит от мощности гра-вийно-песчаных отложений и их заглинизированности. Дебит родника на западной окраине с. Дарьино составил 0,1 л/с, а скважины 1099 (восточнее рамки карты) - 2,2 л/с при понижении 2 м.[ ...]

Проблема обводнения территорий, занятых промышленными предприятиями и населенными пунктами, возникла давно. В конце XIX столетия в литературе стали появляться первые сведения о влиянии строительства на изменение гидрогеологических условий застраиваемых территорий. Одной из первых работ такого направления является книга И. Ф. Синцова [110]. Им на примере подтопления г. Одессы показано, что в естественных условиях грунтовые воды отсутствовали. Через 15—20 лет после постройки Одесского водопровода в четвертичных суглинках сформировался стабильный водоносный горизонт, имеющий в пределах города сплошное распространение.[ ...]

Наблюдения за развитием обводнения площадок промышленных предприятий и городов стали проводиться сравнительно недавно. Тем не менее к настоящему времени уже накоплен определенный материал по режимным наблюдениям, проведенным на застраиваемых территориях, который представляет как научный, так и практический интерес.[ ...]

В. М. Капланом приведены примеры обводнения территории тех предприятий, где утечки воды в грунт исключены. К ним относятся площадки хлебоприемных пунктов, расположенных в Казахстане, Алтайском крае и других местах [64].[ ...]

Торф верхового типа образуется в условиях обводнения слабоминерализованными водами. Растительность верховых торфяников состоит из малотребовательных к минеральному питанию растений, из которых отлагается слабоминерализованный и малозольный торф. Месторождения верховых торфов обычно расположены на более возвышенных элементах рельефа, в междуречьях, на вторых песчаных террасах, поверхность их обычно выпуклая.[ ...]

Закачиваемый в пласт теплоноситель увеличивает обводненность продукции скважин. Кроме того, создаются благоприятные температурные условия для развития деятельности сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ). Проявление сероводорода приводит к увеличению коррозионной активное™ продукции скважин и к интенсивной коррозии скважинного оборудования, нефтепроводов и водоводов, что обусловливает рост прорывов трубопроводов и разливов нефти и сточных вод. Для подавления коррозионных процессовв применяются ингибиторы коррозии - химические препараты, использование которых требует осуществления мероприятий по технике безопасности и охране окружающей среды.[ ...]

На длительно эксплуатируемых месторождениях увеличение обводненности и особенно - использование слабоминерализованной воды для поддержания пластового давления приводит к выщелачиванию из горных пород все возрастающих количеств радионуклидов. Как следствие они, осаждаясь с солями бария, кальция и стронция, образую! радиоактивные отложения, удельная активность которых иногда в сотни раз превышает средние значения природного характера.[ ...]

Процесс предварительного обезвоживания нефти предусмотрен при обводненности поступающей продукции не менее 15-20% и осуществляется, как правило, без ее дополнительного нагрева с применением деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных и низких температурах.[ ...]

Недостатком импеллерных флотаторов является относительно высокая обводненность пены. Это особенно существенно когда основной целью флотации является извлечение растворенных ПАВ, так как большой объем воды в пене заставляет создавать дополнительные установки для ее обработки, что удорожает очистку в целом.[ ...]

В отдельных случаях осуществляется раздельный сбор продукции безводных и обводненных скважин и нефтей различных горизонтов. Однако внедрение однотрубных систем не везде возможно. Оптимальные условия совместной работы однотрубной системы сбора и способов добычи нефти в каждом конкрётном случае находят с учетом специфики разрабатываемого месторождения, свойств продукции нефтяных скважин и некоторых других факторов (гидрогеологических, климатических и др.). Так, например, на больших нефтяных месторождениях при значительном удалении разрабатываемых площадей не всегда удается обеспечить транспортировку продукции скважин на ЦППН без применения промежуточных насосных станций. Поэтому дополнительно предусматривается строительство дожимных насосных станций. В этом случае система сбора будет состоять из двух частей — напорной герметизированной однотрубной (до ДНС) и напорной герметизированной двухтрубной (с раздельным транспортом нефти и газа до ЦППН). Следует отметить, что за последнее время наметилась тенденция к укрупнению пунктов подготовки нефти, когда продукция нескольких месторождений поступает на подготовку в один центральный пункт. При этом на ЦППН размещаются установки сепарации нефти и сооружения внешнего транспорта товарной продукции. Это позволяет осуществить жесткую технологическую связь системы сбора с установками подготовки нефти и воды и обеспечить поступление продукции скважин на эти установки, минуя сырьевые резервуары.[ ...]

Пластовые воды являются составной частью продукции скважин при добыче нефти из обводненных нефтяных залежей. Их доля в общем объеме нефтепромысловых сточных вод отдельных объектов изменяется от О до 95% и в настоящее время в среднем по отрасли составляет 85—88%.[ ...]

При эксплуатации возможны следующие неполадки в сооружениях гидротехнического узла: обводнение нижнего бьефа в результате выхода фильтрационного потока воды; разрушение верхового откоса плотины при волнении воды; оползание низового откоса из-за недостаточной защиты его от размыва и других причин; утечка воды через недостаточно уплотненные швы в галерее донного водоспуска; разрушение верхового откоса льдом.[ ...]

Альтернативой для сельскохозяйственных попусков воды из водохранилища, необходимых для обводнения пойменных лугов, являются заготовка других видов кормов, дополнительный накос трав в труднодоступных для машинного сенокошения местах и т. п.[ ...]

Изучение водного режима мха состояло из определенна интенсивности транспирации растений и обводненности зеленой части их в различные часы дня. Для определений интенсивности транспирации были использованы объемный и весовой методы (Сказкин, Ловчиновская и Красносельская, 1948).[ ...]

Приемный резервуар для пены при флотационной установке рассчитывается на 2 часа пребывания обводненной нефти. Обводненность нефти принимается 80%.[ ...]

Практика разработки многих залежей в карбонатных коллекторах показывает, что дебиты скважин, а также характер обводнения довольно существенно отличаются от этих параметров залежей в терри-генных коллекторах. В результате исследования скважин, эксплуатирующих карбонатные коллекторы, также было выявлено несоответствие проницаемости по лабораторным определениям по керну и расчетным показателям по ГДИ. Наиболее правдоподобным объяснением такого различия является наличие трещин, т. к. проницаемость по ГДИ кратно больше, чем по керновым материалам.[ ...]

Нефтяные месторождения Башкортостана вступили в позднюю стадию разработки и характеризуются высокой степенью обводненности добываемой продукции. При этом остаточные запасы нефти распределяются по двум типам: первый тип запасов - в промытых водой зонах продуктивного пласта и второй тип запасов - в застойных недренируемых зонах. Одной из основных причин относительно низкой эффективности вытеснения нефти водой является неоднородность нефтесодержащих коллекторов. Поэтому технологии воздействия на нефтяной пласт, обеспечивающие уменьшение степени гидродинамической неоднородности пласта и извлечение капиллярно защемленной и пленочной остаточной нефти приводят к улучшению не только текущих показателей разработки нефтяного месторождения, но и к увеличению нефтеотдачи.[ ...]

ХПВ - хозяйственно-питьевое водоснабжение, ПТВ - производственно-техническое водоснабжение, ОРЗ и ОП - орошение земель и обводнение пастбищ). По данным Государственного водного кадастра.[ ...]

Страшная засуха 1891 г. заставила царское правительство принять ряд мер. В 1892 г. была снаряжена правительственная экспедиция по обводнению юго-восточной части России под руководством М.Н.Анненкова. Экспедиция проводила свои работы в бассейне Дона -в Тульской, Рязанской, Орловской, Тамбовской и Воронежской губерниях. Программу работ экспедиции разрабатывал В.В.Докучаев. Основная цель экспедиции - борьба с засухой путем регулирования поверхностного стока талых и ливневых вод, борьба с оврагами, регулирование речного стока, организация орошения. Экспедиция М.Н.Анненкова была кратковременной, но, несмотря на это, она полностью осуществила на практике намеченную программу, организовала опытные и показательные пункты по регулированию поверхностного стока. В целом экспедиция внесла крупный вклад в разработку агротехнических и гидротехнических приемов борьбы с засухой и эрозией почв.[ ...]

Разработка нефтяных месторождений при водонапорном режиме и искусственном поддержании пластового давления является одной из основных причин обводнения нефти.[ ...]

Под окружающей нас средой понимается совокупность «чистой» природы и среды, созданной человеком, — распаханные поля, искусственные сады и парки, обводненные пустыни, осушенные болота, крупные города с особым тепловым режимом, микроклиматом, водоснабжением, большим оборотом различных органических и неорганических веществ и т. д.[ ...]

В крайних юго-восточных районах Башкортостана в междуречье Сакмары - Таналыка и по правобережью последнего получили распространение спорадически обводненные нижне-среднеюрские отложения, выполняющие эрозионно-тектонические впадины в палеозое. Водоносными являются линзы и прослои песков и галечников, залегающие среди преобладающих по мощности глин. Дебиты скважин в песках 0,2-1,5 л/с при понижении 8-4 м.[ ...]

Пренебрежение системным подходом проявилось в известных проектах переброски стока из северной части России в южные засушливые регионы ("поворот рек"). На первый взгляд, обводнение территорий с недостатком влаги при наличии высоких сумм положительных эффективных температур обещало значительные повышения урожайности многих культур - пищевых и технических. Однако комплексный системный анализ всех сторон этих проектов показал, что возможен большой ущерб качеству среды и населению регионов - доноров воды. Экономические расчеты показали, что экономический и экологический ущерб вряд ли будет компенсировать огромные затраты на осуществление этих проектов.[ ...]

М и д е л л о-п о л и м е р н ы й метод предполагает нагнетание в коллектор мицеллярных растворов. После заводнения он является одним из наиболее перспективных для разработки обводненных нефтяных месторождений.[ ...]

Большинство извлеченных веществ токсично для водных организмов и человека. В ряде случаев очистка от этих веществ другими способами малоэффективна или при ней образуются большие объемы сильно обводненных осадков, что не происходит при ионном обмене. Кроме того, соли цветных металлов имеют техническую ценность и их утилизация снижает затраты на очистку. Поэтому ионообменную очистку все шире применяют в промышленности.[ ...]

В пределах Армориканского гидрогеологического массива подземные воды связаны с верхней трещиноватой зоной докем-брийских и палеозойских метаморфических пород, прорванных интрузиями. Наиболее обводненными являются тектонические нарушения и зоны контакта с интрузиями. Геологическое строение массива исключает развитие протяженных водоносных горизонтов и комплексов. Однако субмаринный подземный сток здесь сопоставим со стоком напорных подземных вод с артезианских бассейнов и в сумме составляет 4,8 км3/год. Подземные воды в пределах всего побережья Франции пресные, со средней минерализацией 0,4 г/л. Субмаринный ионный сток составляет 4 млн. т/год, при этом модуль ионного стока в районах развития карстующихся карбонатных пород достигает 60 т/год-км2 и более.[ ...]

Использование различного вида напряжения объясняется тем, что при большой обводнённости нефти скорость разделения мульсий под действием электрического поля выше при переменном напряжении, а при малой обводненности - при постоянном напряжении.[ ...]

Недрами является часть земной коры, расположенная ниже почвенного слоя и дна водоемов. Правила их охраны регламентируются горным и геологическим законодательством страны. Нарушения состоят в затоплении, обводнении или пожаре, когда в результате снижается качество полезных ископаемых, в сбросе сточных вод, размещении отходов производства, загрязнении недр, накоплении промышленных отходов в местах источников питьевого или промышленного водоснабжения. Сюда же относятся неизвлечение попутных компонентов, несоблюдение условий лицензии на добычу полезных ископаемых, непроведение полного геологического изучения недр перед строительством. Застройка площадей разрешается только при отсутствии полезных ископаемых в недрах под участком застройки.[ ...]

Глубокое многолетнее регулирование стока Верхней Оби во многом способствовало бы решению водохозяйственных проблем на юге Западной Сибири мелиорации Кулундинской и Барабинской степей, Прииртышья, Ишимской степи, обводнению рыбопромысловых озер — Чаны, Сартлан, Убинское, увеличению водности рек бессточной зоны Обь-Иртышского междуречья и других, связанных с развитием хозяйства и условиями жизни населения.[ ...]

Сингенетические месторождения расположены обычно в породах горизонтального залегания, перекрывающегося глинистыми или гипсовыми отложениями. Окисление в этих месторождениях происходит при двух условиях: при осушении рудной залежи, так как в обводненных участках обычно идет бактериальная суль-фатредукция и сохраняются анаэробные условия, и при размыве покрывающих отложений поверхностные воды получают доступ к сероносным породам).[ ...]

Водная среда и адаптации. Поскольку внутренняя водная среда любого организма, как и природные воды, представляет собой раствор различных веществ, обычно говорят о регуляции и адаптациях водно-солевого обмена. Его главными целевыми параметрами являются обводненность и осмотическое давление внутренней среды организма. Микроорганизмы, низшие растения и большинство беспозвоночных животных, обитающие в море, имеют солевой состав жидкостей тела, близкий к составу морской воды.[ ...]

Локализация протяженности коммуникационных систем достигается заменой штанговых насосов на струйные и гидропоршневые, работающие на гидроприводе. Укрупнение кустовых площадок и минимизация промысловых систем, связанных с транспортировкой пластовой воды и обводненной нефти, происходят за счет использования микродожимных насосных станций (ДНС) и установок предварительного сброса воды (ПСВ). Это позволяет сократить аварийность за счет снижения масштабов коррозии и прорывов промысловых коммуникаций, снизить энергетические затраты на перемещение пластовых вод в прямом и обратном направлениях [4].[ ...]

В приходной части теплового баланса более 173 составляет теплота сгорания примесей сточной воды. С ее повышением расход топлива сокращается и при некоторой теплоте-сгорания в принципе осуществим автотермичный процесс. В рассматриваемом случае сточная вода превращается в обводненный жидкий горючий отход (топливо). Расходная часть теплового баланса на 90% состоит из затрат тепла на испарение сточной воды и физического тепла продуктов горения топлива и примесей сточной воды. Потери тепла от химического недожога связаны с очень грубым распылом сточной воды — средний медианный диаметр капель составлял около 1500 мкм. При проектировании промышленных установок потери тепла от химического недожога следует принимать равными нулю, так как при нормальной1 работе циклонных реакторов химический недожог практически отсутствует.[ ...]

Каждое месторождение нефти, являясь природно-техногенной системой (ПТС), имеет свои особенности нефтеотдачи. Наибольшие темпы отбора могут быть достигнуты в центральной части залежи при антиклинальной форме ее строения обычно в первые годы эксплуатации. В этот период степень обводнения будет минимальной, а расход естественных энергетических запасов пласта - максимальным.[ ...]

При отстаивании поступающей на переработку сырой нефти в сырьевых резервуарах образуются сточные воды. Они содержат соли и нефть и по своему составу аналогичны сточныц водам после электрообессоливания нефти. Количество, этих сточных вод зависит от ряда факторов, главным образом от обводненности нефти, продолжительности отстаивания, темще ратуры, количества перерабатываемой нефти.[ ...]

Измерения температуры показали, что в зоне выше верхних горелок температура газового потока резко падает, снижаясь до 700—750° С в горизонтальном газоходе и до 500—550° С перед скрубберами. Резкое снижение температуры топочных газов обусловлено поступлением в верхнюю зону большего количества сильно обводненных отходов.[ ...]

Конструкция и условия эксплуатации двигателя значительно влияют на скорость старения масла и его наработку до замены. Более того, опыт замены масла на основании результатов анализа работавшего масла показал, что причиной необходимости замены масла чаще бывает неисправность двигателя ( разжижение масла топливом, сильное обводнение и др.), а не естественное старение масла до предельных значений по одному или нескольким показателям его состояния. Следовательно, одним из направлений сокращения расхода моторных масел должно быть, наряду с улучшением свойств масел, повышение надежности систем и агрегатов двигателей, влияющих на работоспособность масел (системы охлаждения, воздушных и масляных фильтров, топливной аппаратуры).[ ...]

Коррозионные загрязнения, как это . указывалось в предыдущей главе, являются результатом коррозионного разрушения металлов, из которых изготовлено оборудование, средства транспортирования и заправки и т. п. Интенсивность коррозии значительно возрастает в присутствии веществ, способствующих активизации этого процесса (например, при обводнении нефтепродуктов). Источником продуктов коррозии служит также внутренняя поверхность резервуаров и цистерн, граничащая с газовой фазой. Контактируя с кислородом воздуха и атмосферной влагой, она может подвергаться сильному коррозионному разрушению. Коррозия усиливается, если пары жидкости обладают агрессивными свойствами.[ ...]

Грунтовые воды типа "верховодка" содержатся в делювиальноэлювиальных четвертичных отложениях, развитых на территории месторождения повсеместно. Они представлены суглинками и гш-шями с прослоями и включениями песка и щебня коренных пород. Мощность отложений 3-15 м. Водоносными являются прослои рыхлых образований мощностью от нескольких см до 1 м. Обводненность пород слабая и носит спорадический характер. За пределами месторождения эти отложения вскрываются шахтными колодцами на глубине 4-6 м. Дебит при откачках небольшой - до 0,1 л/с. Качество воды удовлетворительное: сухой остаток 0,7 г/л, при общей жесткости 10,25 мг-экв/л, содержание хлор-иона - 53 мг/л, нитратов - 57 мг/л. Состав воды гидрокарбонатный магниев о-кальциевый (сентябрь 1994 года). Воды широко используются населением для водоснабжения.[ ...]

Нефть, извлекаемая из скважин, содержит пластовую воду с растворенными солями, газы органического (от СН4 до С4Н10) и неорганического (h3S, С02) происхождения, механические примеси (песок, глина, известняк). Соотношение фаз непостоянно и может меняться в процессе разработки месторождения или его отдельного пласта. На начальном этапе эксплуатации месторождения обводненность нефти бывает низкой или отсутствует полностью, а на конечном - достигает 70-80 %.[ ...]

В процессе ликвидации аварии с поверхности участка загрязненный снег с нефтью был вывезен на полигон. Исследования загрязненного участка показали проникновение нефти на глубину более 60 см - до материнских пород, сложенных глинами и суглинками. По степени загрязнение характеризуется как очень сильное с содержанием нефтепродуктов до 18% с линзовидными включениями не поглощенной почвой нефти. Солевое загрязнение отсутствовало в связи с низкой обводненностью нефти.[ ...]

Применение коагулянтов позволяет очищать сточные воды от коллоидных и высокомолекулярных вредных примесей. Од нако при этом образуется хлопьевидный осадок, компонентами которого являются продукты гидролиза химических реагентов в сочетании с загрязняющими примесями. Это осадок содержит значительное количество влаги, находящейся как в различных связанных формах с компонентами осадка, так и в свободном состоянии. Захоронение этого объемистого обводненного шлама оказывается все более сложным, так как потребление коагулянтов для очистки промышленных сточных вод быстро возрастает и условия аккумуляции шламов противоречат требованиям охраны окружающей среды. Поэтому в технологии водоочистки все более актуальной становится задача регенерации и утилизации осадка.[ ...]

Данное учебное пособие составлено в соответствии с примерными программами по направлениям подготовки специалистов 656400 - приро-дообустройство, специальностей 320500 - мелиорация, рекультивация и охрана земель и 320800 - природоохранное обустройство территорий, изучающих дисциплину «Климатология, метеорология и гидрология», а также по направлению 656800 - водные ресурсы и водопользование, специальностей 320600 - комплексное использование и охрана водных ресурсов, 311600 - инженерные системы с.х. водоснабжения, обводнения и водоотведения, по дисциплине «Метеорология и климатология», согласно государственному образовательному стандарту высшего профессионального образования.[ ...]

Учет лимитирующих факторов, знание закона толерантности, экологической валентности видов имеют важное значение для решения многих вопросов сельскохозяйственной экологии, например борьбы с вредителями сельского хозяйства. Так, в США установлено, что ограничивающим фактором для жука-щелкуна Ышошия, особенно его личиночной стадии, является влажность почвы. Борьбу с этим насекомым ведут при помощи смещения оптимального экологического фактора к его минимуму или, наоборот, максимуму. Проводят осушение или обводнение земель, и личинки вредителя погибают (Дажо, 1975).[ ...]

Весьма важной экологической проблемой является экономия пресных вод, применяемых на установках подготовки нефти (УПН) для ее обессоливания. Чаще всего в проектах количество подаваемой по водоводам воды из источников пресных вод (поверхностные водоемы) рассчитывается с учетом добываемых объемов нефти. При этом не учитываются процессы опреснения нефтеносных коллекторов, если ППД осуществляется с помощью пресных вод. Экономии пресных вод можно достичь на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, где обводненность продукции составляет более 80%. Кроме того, весьма эффективно применение на ступенях обессоливания УПН каплеобразователей, аппаратов ЭПА, ЭКУ, высокоэффективных смесителей.[ ...]

Сброс, избыточной влаги из болота происходил грунтовым путем. Подъем уровня почвенно-грунтовых вод проявился сначала в понижении склона, ставшем впоследствии торфяником 2. Это произошло, по-видимому, в интервале от 1 до 2 тыс. лет назад — в начале - - середине субатлаптпческого периода. За-торфовыванне, как уже говорилось, началось в последнее тысячелетие и, можно думать, было стимулировано возникновением затопления (первоначально периодического) болотными подами, поступавшими с торфяника 1. Формирование торфяника 2 и его обводненность способствовали отчлепепню от основного массива суходола гряды-остропка и появлению в его толще горизонта почвенно-грунтовых вод.[ ...]

Ведутся работы по использованию для орошения и некоторых промышленных стоков, в первую очередь содержащих такие необходимые элементы питания растений, как азот, фосфор, калий. Перспективным может оказаться и использование солоноватых вод, к которым по составу близки многие шахтные воды. Так, известно, что рис, требующий для своего производства до ,50 тыс. .«3 нодш на 1 ¿а, может «забирать» с этой площади 120 т соли, «рассоляющим» действием отличается и люцерна — ценная кормовая культура, хорошая предшественница хлопка. В некоторых случаях солоноватые воды могут применяться и при обводнении пастбищ, например для водопоя овец, которые пьют воду с соле-содержанием до нескольких грамм на 1 л.[ ...]

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 С02) 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. Наибольшие значения параметров коррозионной агрессивности зафиксированы в смеси “нефть - вода” с соотношением 1:8.[ ...]

Первые численные эксперименты по моделированию закачивания газа показали, что вычисления проходят медленно. Это связано с решением уравнений парожидкостного равновесия итерационными методами в каждой ячейке. Из-за проблем с устойчивостью вычислений и дроблением временного шага первоначально удалось просчитать показатели разработки только на 5 лет. Поэтому следующие вычисления проводились на модели с толщиной ячейки 1,5-2 м и пятью ячейками по вертикали. Размерность сетки гидродинамической модели при этом составила 53x63x5, что позволило сократить время счета с 80 до 2 ч, а разность по текущей добыче нефти, обводненности и газовому фактору не превысила 5% от полученных ранее значений на мелкой сетке. Кроме того, оказалось, что при закачивании газа по всей толщине пласта газ сосредотачивается в более проницаемых участках пласта, которые находятся в прикровельной его части. Распределение проницаемости приведено на рис. 2.[ ...]

ru-ecology.info

Обводнение - Справочник химика 21

    В процессе депарафинизации раствором карбамида в обводненном изопропиловом спирте получены следующие результаты  [c.272]

    При значительном обводнении топлив размеры капелек воды могут быть значительно больше 40—50 мк. Вода сравнительно быстро оседает на дно емкости и располагается отдельным слоем. Это так называемая свободная вода в топливах. Она легко обнаруживается визуально и сравнительно легко удаляется. [c.51]

    Однако точный вид распределения потенциала при наличии конуса обводнения неизвестен. Поэтому нужно исходить из каких-то других предпосылок, которые позволят оценить приближенно величину подъема конуса и наиболее интересную для практики величину предельного безводного дебита. [c.225]

    Обводнение масел происходит при хранении, транспортировании, перекачке и применении за счет конденсации влаги из воздуха, находящегося в резервуаре или бочке, при понижении температуры и попадании воды из атмосферы. При осадках (дождь, снег) вода попада- [c.227]

    Обводненный нефтепродукт рекомендуется перед анализом обезводить. В большинстве случаев почти вся вода легко отстаивается в результате более или менее длительного выдерживания нефтепродукта при температуре 60° С. Нагревать удобнее в термостате или в сушильном шкафу. В тех случаях, когда наличие воды в высоковязких маслах и темных нефтепродуктах затрудняет проведение анализа, применяют метод обезвоживания перегонкой по ГОСТ 8656—57. Метод заключается в растворении испытуемого нефтепродукта в бензине и отгоне воды, содержащейся в этом нефтепродукте, вместе с растворителем. [c.156]

    Масла до поступления в машины проходят множество операций - перекачка по трубопроводам, транспортирование железнодорожным, водным или автомобильным транспортом. Хранение и отпуск. Каждая из этих операции может сопровождаться количественными потерями и ухудшением свойств нефтепродуктов. Качественные изменения во многом зависят от технической культуры и подготовленности персонала, доставляющего масла с производства и мест хранения к двигателям машин, а также от технического уровня, оснащенности и состояния средств, применяемых при транспортировании, хранении и использовании нефтепродуктов. Наибольшее влияние на надежность работы автомобилей и мобильной техники оказывают изменения, связанные с образованием смол и осадков, загрязнением масел механическими примесями и обводнением. [c.227]

    Прн хранении нефтяного шлама в шламонакопителях и пополнении их новыми порциями шлама происходит естественное его перемешивание и отстой. При поступлении очередного количества шлама в результате перемешивания нарушается условное равновесие системы. Система постепенно достигает прежнего равновесия, но степень обводнения осадка возрастает и вследствие этого увеличивается его объем. В то же время в результате продолжительного хранения и протекающих при этом физико-химических процессов, характерных для коллоидных систем, происходит концентрирование осадка. [c.114]

    Образование и рост кристаллов льда в обводненных топливах возможны только в переохлажденной или пересыщенной по отношению к кристаллизующемуся веществу (воде) среде. Степень пересыщения или переохлаждения среды целиком определяется температурой и химическим составом среды. [c.50]

    При обводнении резко изменяется качество моторных масел с присадками. Даже небольшая концентрация воды (0.1 -0,2%), попавшей в масло, может снижать содержание отдельных присадок (до 40 - 50%) за счет выпадения в осадок. Наблюдаются случаи, когда на дне емкостей с моторными маслами накапливаются мазеобразные осадки, основная часть которых - гидролизованные мало стабильные компоненты присадок. [c.228]

    Как уже указывалось, гигроскопичность топлива зависит от температуры чем выше температура топлива, тем больше воды оно может поглотить. На этом свойстве основан один из методов борьбы с кристаллообразованием — вымораживание воды из обводненных топлив. [c.52]

    Повышенная кислотность топлива и присутствие в нем воды во многих случаях усиливают коррозию топливной системы. Вода и обводненное топливо вызывают коррозию преимущественно стальных деталей топливной системы. Коррозия проявляется в виде местных потемнений, отдельных пятен, ржавчины и мелких точечных поражений поверхностей металла. При этом в топливе образуются коричневые хлопья, состоящие из гидроокиси железа. Эти хлопья могут забить топливные фильтры, а также заклинить плунжерные пары топливных насосов. В табл. 9 приведены данные о влиянии обводненности топлива на его коррозионную агрессивность. [c.56]

    Водяной нар имеет высокую стоимость, если его получают со стороны. При его конденсации расходуются вода и электроэнергия. Конденсат может замерзать в воздушном холодильнике. Возможно обводнение стабильного дизельного топлива, образование стоков, насыщенных сероводородом, которые необходимо обезвреживать перед сбросом в производственную канализацию. [c.74]

    Смесь паров растворителя и воды из К-За конденсируется и охлаждается в холодильнике Т-17 и поступает в отстойник-декантатор обводненного растворителя Е-7а. Гач (петролатум) из колонны К-За откачивается насосом Н-10 в резервуарный парк. В декантаторе Е-7а обводненный растворитель отстаивается и разделяется на два слоя. Верхний слой (вода в растворителе) перетекает в следующие декан — таторы Е-7 и Е-5 и поступает в емкость влажного растворителя Е-ба. Нижний слой (растворитель в воде) из декантаторов подается насосом Н-13 в верхнюю часть укрепляющей кетоновой колонны К-5. Пары растворителя и воды, выходящие с верха К-5, конденси — руются в Т-28, конденсат поступает в Е-7а. С низа колонны К-5 отводится в канализацию дренажная вода. [c.263]

    Перечисленные выше примеси вызывают непроизводительную загрузку транспорта. Так, при наличии в 12 млн. т/год транспортируемой нефти 5% воды, 1,5% солей и 0,5% механических примесей вместе с нефтью будет перевозиться 850 тыс. т балласта. Кроме того, при этом затрудняется перекачка нефтяного сырья ио трубопроводам, возникает необходимость сооружения излишних емкостей для отстоя и хранения обводненной нефти. При транспортировании загрязненной нефти засоряются коммуникации технологических линий, оборудование, аппараты, емкости. В результате отложений солей и грязи полезная емкость трубопроводов, резервуаров уменьшается. При наличии в нефтях воды и солей понижается производительность технологических установок, нарушается регламентированный режим работы отдельных узлов и аппаратов, загрязняются нефтепродукты. Вследствие некондиционности продуктов первичной перегонки вторичные процессы часто снабжаются некачественным сырьем и получаемые целевые продукты не отвечают установленным техническим условиям и нормам. [c.9]

    В каком из двух случаев-слабо или сильно обводненного пласта-эксплуатация нефтяных залежей при помощи заводнения эффективнее Дайте качественную и количественную оценку. [c.299]

    Большое число нефтяных и газовых месторождений приурочено к водоносным пластам и разрабатываются в условиях водонапорного режима. В процессе разработки таких месторождений давление в нефтяной или газовой залежи снижается, и подошвенная или краевая вода вторгается в залежь. При этом плошадь нефтеносной (или газоносной) залежи уменьшается. При проектировании разработки месторождений такого типа важным показателем является количество воды, внедрившейся в залежь, а также давление в залежи в каждый момент времени (обычно считают, что давление во всей залежи в каждый момент одинаково, т.е. расчет ведется по средневзвешенному давлению). Такая задача, учитывающая продвижение водонефтяного (или газоводяного) контакта, очень сложна. Однако в начале разработки месторождения, когда информация о пласте и его особенностях мала, можно провести оценочные расчеты, не учитывая обводнения залежи. Нефтяную или газовую залежь моделируют в виде круговой и рассматривают как укрупненную скважину постоянного радиуса Л,. Водоносный пласт, окружающий скважину, рассматривается либо простирающимся до бесконечности, либо имеющим конечный размер Л,. [c.172]

    Аналогичная задача о движении границы раздела двух жидкостей с различными физическими свойствами - вязкостью и плотностью-возникает во многих случаях и при разработке газовых месторождений с активной краевой или подошвенной водой, а также при создании и эксплуатации подземных газохранилищ в водоносных пластах и истощенных обводненных месторождениях. Знание в этом случае темпа продвижения контурных вод весьма важно, так как от него зависит темп падения пластового давления в газовой залежи или ПХГ, дебит газовых скважин и их размещение на газоносной площади, продолжительность бескомпрессорной эксплуатации газового месторождения и другие важные показатели. [c.202]

    После прорыва воды через добывающую галерею вводят понятие коэффициента конечной нефтеотдачи при заданной обводненности на выходе из пласта или после прокачки известного количества поровых объемов воды. Если процесс добычи прекращается, когда обводненность продукции на добывающей галерее равна (например, = 0,95), то соответствующая насыщенность Sj на выходе из пласта определится как абсцисса точки пересечения прямой fс кривой / (s) (см. рис. 8.7). А сама величина находится, очевидно, из следующего равенства  [c.245]

    До сих пор рассматривались задачи вытеснения в предположении, что известна суммарная скорость фильтрации (/) (или расход) фаз. Технология процесса заводнения такова, что чаще бывает известен перепад давления А , под действием которого вода вытесняет нефть. Поэтому представляет интерес обобщить полученные результаты на этот случай и исследовать динамику обводнения продукции на примере прямолинейно-параллельного вытеснения (см. рис. 8.6). [c.246]

    В процессе разработки залежи нефти, охваченной заводнением, могут быть периоды прекращения отбора и закачки, что, однако, не означает прекращения перемещения флюидов в пласте. В частности, продолжается процесс сегрегации, который в определенной ситуации за сравнительно небольшое время может привести к образованию водоплавающей залежи в равномерно обводненных частях месторождения. [c.277]

    Учет гравитационных, а также капиллярных сил имеет большое значение при гидродинамических расчетах подземных газохранилищ в водоносных пластах и истощенных обводненных месторождениях. Особенно сильно эти эффекты проявляются при исследовании периода простоя ПХГ. [c.277]

    Хранилища для сжиженного газа (под атмосферным давлением), опирающиеся на грунт, должны быть защищены от его вспучивания при обводнении и замораживании. В районах с обводненными грунтами вспучивание последних можно устранить, располагая слой теплоизоляции и нагревательные элементы спирали между днищем резервуара и грунтом. [c.178]

    При перекачке застывающих или обводненных огнеопасных сред должны предусматриваться необходимые мероприятия, предупреждающие возможность застывания или замерзания перекачиваемого продукта в насосе или трубопроводе (местный обогрев, теплоизоляция, отсутствие тупиковых участков, падежная система дренажа и продувки на случай остановки насосного агрегата и т. д.). Насосы, предназначенные для перекачки нейтральных и пожаро-, взрывобезопасных жидкостей, замерзающих при расчетной температуре наружного воздуха, в том числе химически загрязненной воды, содержащей примеси углеводородов, рекомендуется размещать в закрытых, отапливаемых и вентилируемых помещениях. Насосы для перекачки подобных жидкостей, не замерзающих при расчетных температурах наружного воздуха, можно устанавливать вне здания. [c.294]

    Пневматическое перемешивание осуществляется в аппарате, на дне которого уложен барботер, т. е. труба или несколько труб с мелкими отверстиями (рис. 30). В качестве перемешивающего агента могут применяться водяной пар, сжатый воздух или инертный газ. Водяной нар применяется лишь в том случае, если допустимы обводнение перемешиваемой жидкости II ее нагрев. Перемешивание воздухом возможно, если перемешиваемые жидкости не окисляются при температуре перемешивания. Пузырьки газа, выходящие из отверстий, бар-ботируют через жидкость, перемешивая ее. Барботеры могут иметь форму [c.50]

    На установке коксования в кубах периодического действия был нарушен режим технологического процесса переполнена вакуумная колонна К-Зк понижена температура нижней части с 200 до 128 С и повышено давление в этой колонне до 190 кПа. Поскольку с сырьем для коксования использовали обводненный продукт из ловушек, вода в колонне К-1 не испарилась и е продуктом была закачана в куб, в котором находилось 70 т сырья с температурой 220 С. Быстрое испарение воды в кубе привело к резкому повышению в нем давления, разрыву сварных швов днища, выбросу горячего сырья (полугудрона) на коксоразгрузочную площадку и загоранию его. Изменения, вносимые заводом в схему процесса коксования, которые привели к попаданию воды в куб с горячим полугудроном, не были внесены в регламент н не были согласованы с проектной организацией. [c.68]

    Должны приниматься меры к тому, чтобы на крекинг не поступало обводненное сырье. При переработке такого сырья повышается давление в реакторе, нарушается нормальная циркуляция катализатора, увеличивается скорость паров в ректификационной колонне и ухудшается разделение на фракции продуктов крекинга. Одновременно с этим перегружаются конденсаторы и увеличи- вается расход воды на конденсацию и охлаждение верхнего потока колонны. [c.34]

    К открытым насосным (на открытых площадках, под навесами, постаментами и втажерками с устройством облегченных стен или без них) предъявляют дополнительные, требования. Насосы, перекачивающие высоковязкие, обводненные или застывающие при температуре наружного воздуха продукты, устанавливать на открытых площадках не рекомендуется. В виде исключения их разрешается размещать на открытых площадках при соблюдении следующих условий непрерывность работы, имеется теплоизоляция или обогрев насосов и трубопроводов, отсутствуют тупиковые участки, предусмотрена продувка насосов и трубопроводов. При расположений насосов под постаментами и этажерками принимают меры, исключающие попадание на них продуктов и воды. Корпуса насосов, перекачивающих легковоспламеняющиеся жидкости, заземляют независимо от заземления электродвигателей, находящихся на одной раме с насосами. [c.105]

    Обводненный растворитель в отстойнике 22 разделяется на два слоя. Верхний слои (вода в растворителе) перетекает в приемник влажного растворителя 21, где растворитель дополнительно отстаивается от воды. Нижний слой (растворитель в воде), содержащий до 15 % (масс.) растворителя, подается насосом 31 в кетоновую колонну 32. Уходящая из этой колонны смесь паров растворителя и воды конденсируется в конденсаторе-холодильнике 23, конденсат стекает в отстойник 22. Избыток воды отводится из колонны 32 снизу в канализацию. Изменяя подачу водяного пара под нижнюю тарелку колонны 32, регулируют ее температурный режим. Температура в верху колонны 80—90 °С, в низу—около 110°С, давление избыточное небольшое. [c.87]

    Товарные нефтепродукты могут содержать воду в результате недостаточной просушки после очистки и обводнения при хранении [c.160]

    В промышленных условиях для этой цели может непосредственно применяться газ процесса Захсе (см. стр. 95), содержащий 8—9% ацетилена. Сильно обводненный сырой ацетилен после освобождения от сажи пропускают над цинковым катализатором при 400°. [c.248]

    Применение на комбинированной установке ЛК-6У атмосферной колонны с подводом тепла в низ отпарных секций при помощи кипятильников, обогреваемых потоками нефтепродуктов той же колонны, позволяет исключить водяной пар из отпарных секций и предотвратить тем самым обводнение нефтепродуктов (рис. У1-5) [7]. Необходимая поверхность вновь устанавливаемых кипятильников л технологические параметры отпаривания в отпарных секциях при средней пронз-зодительности атмосферной колонны 1000 т/сут приведены ниже  [c.316]

    Разработка нефтяных месторождений подразделяется на четыре стадии 1) стадия промышленного освоения — характеризуется ростом /1,обычи нефти до максимального проектного уровня (и при малой обводненности нефти) 2) стадия поддержания высокого и стабильного фовня добычи нефти и перехода скважин с фонтанной добычи на механизированную (при нарастающей их обводненности) 3) стадия начительного снижения добычи нефти — наблюдается прогрессирующее обводнение продукта и 4) завершающая стадия — характери — уется низкими дебитами и высокой обводненностью нефти. [c.30]

    Нефть, извлекаемая из скважин, всегда содержит в себе попутный газ, механические примеси и 1тластовую воду, в которой растворены различные соли, чаще всего хлориды натрия, кальция и магния, реже — карбонаты и сульфаты. Обычно в начальный период эксплуатации месторождения добывается безводная или малооб — нодненная нефть, но по мере добычи ее обводненность увеличива — (гтся и достигает до 90 — 98 %. Очевидно, что такую "грязную" и сырую нефть, содержащую к тому же легколетучие органические (от метана до буп ана) и неорганические (Н 5, СО ) газовые компоненты, нельзя транспортировать и перерабатывать на НПЗ без тщательной ее промысловой подготовки. [c.142]

    Общими причинами плохой работы системы смазки являются обводненность или загрязненность масла, плохое его качество, применение масла неподходящей марки. Поэтому для масла, заливаемого в насос, необходимо имепь данные лабораторного анализа илп насиорт. [c.185]

    Неоднор9дность пласта по площади залегания приводит к тому, что вытеснение происходит в основном из высокопроницаемых зон. В. низкопроницаемых зонах остаются значительные количества нефти. Слоистая неоднородность пласта приводит к преждевременному обводнению добывающих скважин по более дренируемым высокопроницаемьа пропласткам, остаточная нефтенасыщённость в низкопроницаемых пропластках велика. [c.301]

    Для сравнения на рис. 10.2 приведены распределения водонасьпцен-ности по пласту при вытеснении нефти оторочкой раствора слабосорби-руемого химреагента (сплошная линия) и водой (пунктир). Скорость фронта вытеснения нефти водой больше скорости Отсюда следует, что применение химреагента при заводнении приводит к продлению периода безводной эксплуатации. На стадии водонефтяного вала водонасыщенность при вытеснении оторочкой раствора химреагента ниже, чем при вытеснении водой. Поэтому применение химреагента снижает обводненность добываемой продукции на ранней стадии водного периода разработки. На заключительной стадии разработки применение химреагента приводит к увеличению полноты вытеснения нефти. [c.315]

    При сильной сорбции химреагента решение задачи о вытеснении нефти оторочкой отличается от рассмотренного случая слабой сорбцш только на стадии водонефтяного вала на начальной стадии вала распределение водонасыщенности такое же, как и при вытеснении нефти водой, 02 = Применение химреагента приводит к снижению обводненности продукции на промежуточной стадии водного периода разработки и к увеличению степени вытеснения на заключительной стадии. [c.315]

    Будем рассматривать обмен жидкостью между средами как противо-точную капиллярную пропитку. Капиллярная пропитка водой блоков начинается в тот момент, когда фронт вытеснения (в трещинах) достигает положения данного блока (рис. 12.9). Количество впитавщейся воды за единицу времени или интенсивность д зависит только от времени нахождения данного блока (или малопроницаемого элемента) в обводненной зоне. Если через (х) обозначить время подхода фронта вытеснения в трещинах (или в высокопроницаемой зоне) к данному блоку, то интенсивность перетоков будет функцией от т = г — ( )- Вид функщш д (т) можно выбрать исходя из выражений для скорости пропитки одного блока (элемента) (12.48), (12.49). Удобной аппроксимацией для (т) является функция, выражение для которой предложено Э. В. Скворцо- [c.369]

    Растворитель, выделяемый от масла и гача на последней сту-пенп отгона в отпарных колоннах К-4 и К-7, еще более обводнен, чем растворитель, выделяемый из гача на первых двух ступенях, поскольку в колонны К-4 и К-7 подается острый водяной пар. [c.243]

    Этот растворитель и по составу отличается от растворителя, получаемого на первых ступенях отгона. Он содержит в основном тодуол и бензол и относительно невысокое количество ацетона. Поэтому растворитель после конденсации разделяется на два слоя верхний — бензол-толуоловый и нижний — водный. Ацетон в этих слоях распределяется пропорционально растворимости. Такой растворитель на заводах называют обводненным. Обводненный растворитель после конденсации в конденсаторах-холодильниках Т-16 и Т-17 собирают в емкости Е-7 А, где он разделяется на два слоя. Верхний слой растворителя перетекает в емкость Е-7, где дополнительно отстаивается от воды и далее перетекает в емкость влажного растворителя Е-6 А, а оттуда поступает на депарафинизационную часть установки. [c.243]

    Переработка обводненного сырья ведет к загрязнению солями теплообменников и внутренних поверхностей змеевшеов печей, при этом сокращаются рабочие пробеги установки и увеличиваются эксплуатационные расходы. [c.29]

    Обводненный фурфурол из вакуум-приемника 39 направляется в отстойник 45, где он разделяется на два слоя нижний — влажный фурфурол — служит орошением колонны 26 верхний — водный слой, содержащий 8—9 % (масс.) фурфурола, поступает в дополнительный отстойник 49, разделенный на три секции. Отстоявшийся фурфурол из первой секции отстойника 49 вместе с влажным фурфуролом из отстойника 45 насосом 46 подается в колонну 26. Водный слой из второй секции отстойника 49 насосом 47 через теплообменник 44 направляется в колонну 5(9 для отгонки фурфурола в низ этой колонны для отпаривания азеотропной смеси подается острый перегретый водяной пар. Пары воды и фурфурола с верха колонны 50 поступают в конденсатор-холо-дильник 43, откуда конденсат вместе с потоком сконденсированных в холодильнике 42 паров азеотропной смеси из колонны 26 поступает в отстойник 45. Вода из колонны 50 уходит в спецканализацию. При очистке дистиллятных фракций в третьей секции отстойника 49 накапливается нефтепродукт (так называемое легкое масло ) вследствие уноса масляных компонентов парами, уходящими из отпарных колонн. Это легкое масло , содержащее растворенный в нем фурфурол, направляется насосом 48 в отпарную экстрактную колонну 57 для регенерации фурфурола. [c.76]

chem21.info

ОБВОДНЕННОСТЬ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН И ВЛИЯНИЕ ЕЕ НА ОСЛОЖНЯЮЩИЕ ФАКТОРЫ В ДОБЫЧЕ НЕФТИ Текст научной статьи по специальности «Общие и комплексные проблемы естественных и точных наук»

ОБВОДНЕННОСТЬ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН И ВЛИЯНИЕ ЕЕ

НА ОСЛОЖНЯЮЩИЕ ФАКТОРЫ

В ДОБЫЧЕ НЕФТИ

В. А. НАСЫРОВ Ю.В. ШЛЯПНИКОВ А. М. НАСЫРОВ

КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА:

начальник отдела Ижевского нефтяного научного центра гл. инженер НГДУ « Киенгоп» доцент Удмуртского Гос. Университета

УДК 622. 276.5:556.343 Ижевск

[email protected]

Обводненность продукции скважин, аномально-вязкие эмульсии, погрешность измерения содержания воды, влагосодержание, большеобъемная проба, асфальтосмолистые парафиновые отложения, интенсивность коррозии, сульфид железа

Предложены границы подразделения скважин в группы по уровню содержания воды в добываемой продукции. Выявлены причины большой погрешности при измерении содержания воды в продукции высокообводненных скважин. Изложено влияние обводненности продукции скважин на осложняющие факторы в добыче нефти.

1. Группы скважин по уровню обводненности продукции.

В настоящее время в литературных источниках и нормативно -технических документах нет четкого разделения скважин по уровню обводнения. Однако с учетом технологических особенностей продукции скважин и эмульсий целесообразность в разделении скважин по уровню обводнения имеется. Скважины по уровню обводненности можно подразделить на 4 группы.

Первая группа - с содержанием воды в продукции скважины до 40%. Дисперсионная среда при этом - нефть, дисперсная фаза - вода. Механическое перемешивание не создает аномально-вязких эмульсий. Эту группу надо отнести к малообводненому фонду скважин.

Вторая группа - скважины с продукцией средней обводненности - от 40 до 75% воды в скважинной продукции. В интервале этой обводненности происходит инверсия фаз: эмульсия вода в нефти

превращается в эмульсию нефть в воде. При механическом перемешивании создаются аномально-высоковязкие эмульсии, обладающие структурообразующими и тиксотропными свойствами. Такие эмульсии разлагают подогревом, добавлением деэмульсаторов, воздействием электрических и магнитных полей.

Третья группа 75-95% обводненности: эмульсия быстро разлагается на нефть и воду с достаточно четким разделом фаз. При этом вязкость жидкости небольшая и по величине может быть даже ниже вязкости чистой нефти. Эта группа называется высокообводненным фондом.

Четвертая группа скважин - это группа с предельной обводненностью продукции 95% и выше. При этом вязкость жидкости близка к вязкости пластовой воды. Устойчивая эмульсия не создается при перемешивании с любой интенсивностью, водо-нефтяная смесь быстро расслаивается на нефть и воду.

При существующей системе сбора нефти и газа и отбора проб жидкости на содержание воды точный замер обводненности продукции высо-кообводненных скважин представляет определенную трудность в отличие от продукции скважин с малой и средней обводненностью.

2. Причины высокой погрешности при измерении содержания воды в продукции высокообводненных скважин.

1. В зависимости от способа эксплуатации скважин, от величины газового фактора, от структуры жидкости в подъемных трубах могут быть значительные отклонения в содержании воды в добываемой жидкости при отборе проб на устье. Как известно, различают три вида структуры потока в НКТ:

- пробковая

- пузырьковая

- стержневая ►

Рис.1. Зависимость вязкости нефти от содержания воды. Стрелками показаны стадии обводнения продукции скважины: 0-40% - малая обводненность, 40-75% - средняя обводненность, 75-95% - высокая обводненность, 95-100% - предельная обводненность.

Большеобъемный метод отбора проб скважинной жидкости для определения обводненности продукции скважины. (при В>75%)

• Закрывается секущая задвижка на выкидной линии, вся продукция скважины направляется в бункер ЦА-320

• Набирается объем не менее половины объема НКТ

• Замеряется высота налива жидкости в бункере

• В жидкость спускается стеклянная трубка с внутренним диаметром не менее 15 мм, сверху герметично закрывается пробкой

• Или в жидкость спускается лента с водочувствительной пастой

• Замеряется высота слоя нефти, разделив ее на высоту налива жидкости определяется объемная доля нефти, соответственно и воды

Рис.2. Метод уточнения содержания воды при высокой и предельной обводненности продукции скважин.

Наиболее серьезным ошибкам приводит пробковая структура потока, поскольку в подьемных трубах создаются условия для разделения фаз нефти и воды. Поэтому, если при отборе проб продукции скважин на устье оказалось начало пробки - будет одно содержание воды, конец пробки жидкости - другое содержание воды. 2. При измерении обводненности продукции скважины очень важное значение

имеет конструкция и способ установки пробозаборного устройства.

В настоящее время в на промыслах применяется 3 варианта устьевых пробо-заборных устройств (варианты 1-3, рис. 3). Данные конструкции пробозаборных устройств обеспечивают удовлетворительную достоверность результатов замера обводненности в интервале 0-75%. В случае более высокой обводненности

продукции скважин указанные варианты пробоотборников дают погрешность до 10% и более, независимо от того, есть многоточечный отбор (вариант-3), или нет. Причиной этому является то, что скорость течения жидкости обратно пропорционально величине вязкости. Вязкость воды десятки раз меньше вязкости нефти, поэтому в емкости для набора пробы всегда больше воды, чем есть на ►

Рис.3. Применяемые (вариант 1-3) и предлагаемый способы установки пробозаборного устройства.

ь.и

Рис.4. Зависимость интенсивности отложений АСПО от содержания воды в продукции скважин для ЭЦН5-80-1200 и НГН-44.

Рис.5. Зависимость интенсивности АСПО от скорости потока для различных вязкостей добываемой жидкости. р1-10мПас; р2-30мПас; р3-150мПас.

0 1и 20 М 1и № 63 ?и ¡К) М |М

Рис.6. Характер изменения агрессивности добываемой жидкости от обводнения продукции скважины.

самом деле в продукции скважины. 3. Третья причина погрешности - ошибка при измерении процента воды в химико-аналитических лабораториях. Эта составляющая погрешности весьма мала и не превышает 1-1.5%.

Таким образом, основная погрешность при измерении обводненности скважин по существующей технологии возникает при отборе проб жидкости на устье скважины из-за несовершенства пробозаборных устройств и неравномерности структуры потока.

3. Предложения по снижению погрешности при измерении обводненности продукции скважин.

Одним из основных методов снижения погрешности при измерении содержания воды в продукции высоко-обводненных скважин может служить применение диспергаторов жидкости на месте отбора проб (см. вариант 4.прило-жение 9.2.)

В этом случае проба отбирается с турбулентного потока, где раздел фаз нефть-вода не существует. Применение диспергаторов значительно повышает достоверность измерений содержания воды в жидкости скважины.

Примером может служить скв. 371 Гремихинского месторождения, где установлен на устьевой обвязке « Узел технологического контроля» в порядке эксперимента с 2004г. На устье этой скважины

имеется возможность отбирать пробу с обычного пробоотборника и диспергато-ра. При обводненности продукции ниже 70% разница в влагосодержании проб с обычного пробоотборника и дисперга-тора небольшая, а при обводненности выше 70% с обычного пробоотборника содержание воды на 4-10% выше, чем с диспергатора.

Применение таких неточностей недопустимо при предельной обводненности продукции скважин , поскольку речь при этом уже идет о рентабельности эксплуатации скважин. Например, УЭЦН 5-160-1300 работает с дебитом жидкости 150м3/сутки при обводненности продукции согласно отобранным пробам традиционным способом - 98%. При более точном измерении и при уточнении отбора проб большеобъемным методом оказалась обводненность 93%. Таким образом в первом случае суточный дебит нефти равнялся 3м3, во втором случае 10.5% м3, т.е. уже о нерентабельности речь не может идти.

4. Большеобьемная проба продукции скважин.

Как было отмечено выше, что в лифте скважины и пробозаборном устройстве на монифольде скважины происходит значительное искажение влагосодер-жания продукции скважины, в большинстве случаев в сторону увеличения вла-госодержания. В целях более точного

измерения влагосодержания продукции скважины рекомендуется отбирать большеобьемные пробы жидкости. Чтобы исключить или уменьшить влияние структуры потока жидкости в подьемных трубах обьем пробы предлагается брать не менее половины обьема НКТ. При отборе проб высокообводненная скважина работает только на отдельную емкость (см.рис. 2.). После отбора пробы жидкости дается небольшой отстой (в пределах одного часа ) для дегазации жидкости и разделения фаз.

Следующим шагом является измерение высоты налитой жидкости и высоты слоя нефти путем набора жидкости в стеклянную трубку или определение толщины слоя нефти с помощью водо-чувствительной ленты.

Разделив высоту слоя нефти в стеклянной трубке на высоту набранной жидкости в емкости определяется предварительный результат измерения содержания нефти в продукции скважины. Для более точного определения содержания воды отобранный слой нефти направляют в ХАЛ для измерения остаточного содержания воды, результат которого прибавляют к предварительному результату определения влагосодержа-ния продукции.

Большеобъемный отбор пробы применяется для уточнения влагосодержания продукции высокообводненной скважины для принятия решения о рентабельности ►

эксплуатации скважины с этого горизонта, перед переводом скважины в бездействие или на другой горизонт.

Альтернативой большеобъемному отбору проб является применение автоматических поточных приборов по измерению влагосодержания продукции скважины. Интегральный показатель влагомера за 8 часов полностью бы ликвидировала погрешность измерения содержания воды из-за структуры потока жидкости по трубе. Однако, отечественная промышленность пока не выпускает влагомеры необходимой точности измерения для высокообводненных сред.

4. Влияние содержания воды в продукции скважины на осложняющие факторы. 4.1. Интенсивность отложения ас-фальтосмолистых парафиновых отложений (АСПО) на стенках насосно-ком-прессорных труб (НКТ) в зависимости от обводнения продукции скважины изучена, в основном, в промысловых условиях методом наблюдения отложений при текущих и капитальных ремонтах скважин, а также методом анализа частоты спуска скребков и горячих промывок скважин.

Зависимость интенсивности отложений АСПВ от обводненности для способов эксплуатации УЭЦН и СШНУ для большинства изученных месторождений Удмуртской Республики имеет вид, как показано на рис.4.

Характер, глубина, и интенсивность АСПО в начальной стадии эксплуатации скважин СШНУ и УЭЦН ( до обводненности продукции 15-20%) значительных расхождений не имеют. Однако при достижении обводненности продукции скважин 30-35% интенсивность отложений в НКТ при эксплуатации УЭЦН резко снижается. Как видно из графика (рис.4.), интенсивность асфальтосмоли-стых парафиновых отложений (АСПО) после достижения обводненности продукции 30-35% при эксплуатации УЭЦН приближается к нулю. Эта закономерность установлена для Архангельского, Ельниковского, Киенгопского и других месторождений. Причина такого явления детально не изучена. Однако, учитывая проявления указанного факта практически на всех месторождениях с различными свойствами нефти и газовым фактором, можно предположить, что при достижении обводненности 30-35% в центробежных колесах насоса образуется достаточное количество центров кристаллизации парафина, что способствует образованию кристаллов парафина в массе нефти и снижает интенсивность кристаллизации парафина непосредственно на стенках НКТ. При этом надо заметить, что подача деэмульсаторов нарушает проявление вышеуказанной закономерности.

Для СШНУ такая последовательность, как для УЭЦН, не наблюдается. В интервале максимальной вязкости жидкости (40-75% обводнения) наблюдается снижение интенсивности отложений парафина, уменьшается и количество

горячих обработок, в дальнейшем интенсивность отложения парафина незначительно повышается.

Поскольку вязкость добываемой продукции в подъемных трубах в значительной степени зависит от обводнения, а интенсивность АСПО, в свою очередь, зависит от вязкости жидкости, то характер проявления этих величин в зависимости от скорости потока по результатам эмпирических оценок представлен на рисунке 5. Таким образом, можно констатировать, что изменение содержания воды в продукции скважин значительно влияет на интенсивность АСПО на сква-жинном оборудовании.

4.2. Влияние содержания воды в добываемой продукции на реологические свойства жидкости.

По мере появления воды в добываемой продукции происходят изменения в реологических свойствах нефти. Эти изменения до уровня обводнения 35-40% незначительны и существенного влияния на работу скважинного оборудования не оказывают. Однако при дальнейшем увеличении содержания воды в добываемой продукции начинает образовываться устойчивая высоковязкая эмульсия вода в нефти, обладающая структурообразующими и тиксотропными свойствами (см.рис.1). Максимальная вязкость этой эмульсии, превышающая вязкость нефти в десятки и сотни раз, достигается при обводнении 55-65%. Такая вязкость в первую очередь влияет на работу СШНУ: повышаются амплитудные нагрузки на колонну штанг, увеличиваются гидравлические трения штанг при ходе их вниз нередко до значения веса колонны штанг, что приводит к зависанию штанговой колонны. УЭЦН тоже снижает коэффициент подачи, повышается нагрузка на ПЭД до 10-15%, требуется применять более высоконапорные насосы.

При достижении обводнения 75% и более эмульсия теряет устойчивость, создается дисперсия нефть в воде с небольшой вязкостью. Если пластовая нефть имеет высокую вязкость, из-за чего не применялась УЭЦН, то после 80% обводнения можно применять УЭЦН с хорошими коэффициентами подачи. Примером может служить Гремихинское месторождение Удмуртской Республики с высоковязкими нефтями, где в начальный период применялся только способ эксплуатации с помощью СШНУ, а при высоком обводнении 30% фонда эксплуатируется УЭЦН.

4.3.Влияние содержания воды в продукции скважины на интенсивность коррозии.

На скорость коррозии скважинного оборудования оказывают влияние многие факторы, такие как минерализация воды, температура жидкости, наличие растворенных в жидкости агрессивных газов и других химически активных элементов, скорость потока и другие. Влияние содержания воды в продукции скважин на скорость коррозии металла нефтепромыслового оборудования изучалось по

результатам статистического анализа по-рывности нефтепроводов на отдельных месторождениях и путем анализа скорости коррозии образцов свидетелей, установленных на выкидных линиях скважин. Надо сказать, что разброс данных достаточно большой, однако характер изменения агрессивности добываемой жидкости в зависимости от обводнения по большинству месторождений прослеживается и имеет вид, как показано на рис.6.

Надо отметить, что до обводненности 45-50% интенсивность порывов идентичных трубопроводов и скорость коррозии, определенная по образцам свидетелям, остается практически на одном уровне. Далее начинает резкий рост этих показателей и стабилизация на уровне обводнения 80%. Причина резкого роста интенсивности коррозии оборудования обьясняется выпадением свободной воды из водонефтяной эмульсии и применением деэмульсаторов для борьбы с эмульсией.

4.4. Влияние обводнености продукции скважин на отложения солей на сква-жинном оборудовании на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» графически показать не представляется возможным из-за большого разброса данных. Единственно, что имеет определенную закономерность, это интенсивность отложений сульфида железа на скважин-ном оборудовании в зависимости от обводнения продукции. Закономерность выявлена в результате многочисленных химических анализов осадков на сква-жинном оборудовании на Мишкинском нефтяном месторождении. Характер зависимости показан на рис.7. Это практически прямая зависимость в стадии высокого обводнения продукции скважин. В интервале малого обводнения продукции скважин данные малочисленны и имеют большой разброс показателей, поэтому показать графически не представляется возможным.

Выводы.

1. Повышение содержания воды в продукции скважин снижает негативное влияние АСПО на работу скважинного оборудования.

2. В интервале обводнения продукции скважин 40-75% создается водонефтя-ная эмульсия, обладающая структурными и тиксотропными свойствами, что снижает коэффициент подачи насосов и может привести к зависанию штанговой колонны.

3. Интенсивное повышение коррозионной активности скважинной продукции наблюдается в интервале обводнения 50-80% с дальнейшей стабилизацией этого показателя.

4. В интервале высокого обводнения сква-жинной продукции интенсивность образования отложений сульфида железа на скважинном оборудовании находится в прямой зависимости от содержания воды в продукции скважины. По другим минеральным солям четкой закономерности не обнаружено. ■

cyberleninka.ru

Обводнение - добывающая скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Обводнение - добывающая скважина

Cтраница 1

Обводнение добывающих скважин при водонапорном режиме - процесс естественный и закономерный, происходящий вследствие продвижения ВНК во внутреннюю область залежи, ранее насыщенную нефтью.  [1]

Рассмотрим обводнение одиночной добывающей скважины в однородном поступательном фильтрационном потоке.  [2]

После обводнения добывающих скважин первой сетки, их выключают из работы и превращают в новые нагнетательные, а в районе расположения этих скважин бурят вторую сетку скважин или вдвое сгущают первую сетку, и новые пробуренные скважины превращаются в новые добывающие. Но в новых добывающих скважинах не перфорируют уже обводненные, а лишь нефтяные слои. Таким образом, осуществляется избирательное сгущение сетки скважин на тех участках, где такая потребность возникла, и в скважинах избирательно перфорируют необводненные нефтяные слои. Тем самым предупреждается исключается возможность применения сеток скважин и систем заводнения без учета фактической неоднородности нефтяных слоев.  [3]

Причины обводнения добывающих скважин в процессе разработки месторождений можно объединить в две основные группы: обводнение скважин по техническим причинам, связанное с нарушением крепи скважины; обводнение продуктивного пласта водой, участвующей в вытеснении из него нефти.  [4]

При обводнении добывающих скважин по мере увеличения обводненности отбираемой ждкости все более затрудняется определение снижения коэффициентов продуктивности по нефти. Это прямо связано с точностью, вернее сказать, с неточностью определения обводненности жидкости. Понятно, что чем выше обводненность жидкости, тем меньше коэффициент продуктивности по нефти влияет на коэффициент продуктивности по жидкости, тем труднее по изменению дебита жидкости судить об изменении дебита по нефти. При какой-то вполне определенной ( обычно не очень большой) обводненности жидкости экстремальная точка максимального дебита жидкости оказывается недостижимой, поскольку экстремальная величина забойного давления снижается до нуля и ниже.  [5]

Следовательно, более быстрое обводнение добывающей скважины в варианте 8 обусловливается не увеличением суммарного поступления воды в газовую залежь, а ее перераспределением по площади, и толщине за счет наличия литологического окна.  [6]

В период обводнения добывающей скважины часть ее первоначальной продуктивности по нефти занимает вода. Долю снижения продуктивности по нефти показывает А - расчетная доля агента ( воды) в дебите жидкости.  [7]

Известна закономерность обводнения добывающих скважин.  [8]

Многие особенности фактического обводнения добывающих скважин объясняются проявлением послойной и зональной неоднородности пластов по проницаемости, взаимодействием ( интерференцией) скважин, а также несогласованной работой добывающих и нагнетательных скважин.  [9]

При расчете процесса обводнения добывающих скважин используют формулы и уравнения, полученные с учетом упрощающих предположений. Прежде всего выделяют один элемент рассматриваемой системы площадного заводнения. Остальные части считают работающими одновременно и с одинаковыми режимами.  [10]

Противники представления о возможном быстром обводнении добывающих скважин при внутриконтурном разрезании нагнетательными рядами крупных нефтяных месторождений высказали серьезную критику в отношении расчетов: примененная модель послойно неоднородного пласта обладает явно видным недостатком - она не учитывает зональной неоднородности - различия участков по средней проницаемости пластов и времени разработки.  [11]

В соответствии с причинами обводнения добывающих скважин РИР подразделяют на восстановление технического состояния крепи скважин и ограничение притока пластовых и закачиваемых вод в продуктивные пласты.  [12]

Для более точного вычисления обводнения добывающих скважин ячейки разностной сетки, в которых расположены нагнетательные скважины, разбиваются на 4 ( можно на 8) координатных сектора: левый, правый, верхний и нижний. Для каждого из секторов и по каждому слою вводятся свои значения насыщенностей и температур; вычисляются гидропро-водности, дебиты и обводненности.  [13]

Таким образом, для периода обводнения добывающих скважин была примерно подтверждена принятая зависимость коэффициентов продуктивности нефтяных пластов от снижения забойного давления ниже давления насыщения нефти газом.  [14]

Сопоставление коэффициентов газоотдачи на момент обводнения добывающей скважины для вариантов 1 - 3 и 4 - 6 показывает, что при наличии линзовидной неоднородности влияние темпа отбора газа на газоотдачу пласта увеличивается.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Обводнение - нефтяная скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Обводнение - нефтяная скважина

Cтраница 1

Обводнение нефтяных скважин и пластов.  [1]

Обводнение нефтяных скважин ц пластов.  [2]

Обводнение нефтяных скважин и пластов.  [3]

Обводнение нефтяных скважин и пластов.  [4]

При массовом обводнении нефтяных скважин и добыче больших количеств воды эффективным может оказаться лишь массовое проведение работ по ограничению водопритока. Для этого должны быть разработаны метоцы массового применения, отличающиеся простотой практического осуществления и минимальной стоимостью. По нашему мнению, предложенная выше схема является реальной основой для разработки методов, удовлетворяющих этим требованиям.  [5]

При массовом обводнении нефтяных скважин и добыче больших количеств воды эффективным может оказаться лишь массовое проведение работ по ограничению водопритока. Для этого должны быть разработаны методы массового применения, отличающиеся простотой осуществления и минимальной стоимостью. По нашему мнению, предложенная схема [ 4 является реальной основой для разработки методов, удовлетворяющих этим требованиям.  [6]

В целом обводнение нефтяных скважин - процесс закономерный в условиях разработки месторождений при активном поддержании пластового давления. Необходимо только предотвратить преждевременный прорыв воды и снизить темп обводнения.  [7]

В процессе обводнения нефтяных скважин иногда происходит накопление известкового или гипсового осадка на фильтрующей поверхности пласта я на частях глубинного оборудования. Эти осадки плохо растворимы, и их трудно удалять из скважины.  [8]

Изучены вопросы обводнения нефтяных скважин и пластов. Описаны закономерности перемещения ВПК. Изложены методы определения эффективности выработки продуктивных пластов на основе геолого-промыслового анализа.  [9]

По мере обводнения нефтяных скважин и увеличения объемов попутно добываемой с нефтью волы возникла проблема ее утилизации Закачка; поглощающие скважины была неприемлемой по ряду экологических прг-чин.  [10]

Наиболее детально характер обводнения нефтяных скважин изучен на Осташковичском месторождении, имеющем некоторые геологические и гидродинамические особенности разработки нефтяной залежи. Однако опыт разработки других месторождений БССР указывает на то, что некоторые особенности обводнения скважин Осташковичского месторождения характерны и для них.  [11]

Большое разнообразие и сложность путей обводнения нефтяных скважин обусловливают трудность решения проблемы, которая еще больше усугубляется отсутствием надежных методов определения путей поступления воды в скважину.  [12]

Большое разнообразие и сложность способов обводнения нефтяных скважин обусловливают трудность решения проблемы, которая еще больше усугубляется отсутствием надежных методов определения путей поступления воды в скважину.  [13]

Все известные методы борьбы с обводнением нефтяных скважин по характеру воздействия на пласт подразделяются на две основные группы ( см. рис. 5): неселективные методы, основанные на применении неселективных изоляционных материалов и реагентов; селективные методы, основанные на применении изоляционных материалов и реагентов, избирательно закупоривающих только водонасыщенные поры пород-коллекторов в результате химических и физико-химических процессов при сохранении проницаемости нефтенасыщенных пор.  [14]

Ввиду отсутствия четких представлений о путях обводнения нефтяных скважин и совершенных методов исследования основным критерием оценки эффективности большого перечня применяющихся методов изоляции является увеличение дебита нефти и снижение содержания попутной воды. Количество нефти, добытой дополнительно в результате ремонта, и попутной воды зависит от многих факторов. Кроме качества ремонта, на данный показатель существенное влияние оказывают коллекторские свойства обводненного пласта, степень выработанное его и геологические особенности строения изолируемого объекта. В многопластовых месторождениях улучшение указанных показателей может произойти за счет подключения в работу пластов, ранее не работавших вследствие обводнения.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Фронт - обводнение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Фронт - обводнение

Cтраница 3

Практика показала что полученные с помощью электроинтегратора данные в большинстве случаев хорошо согласуются с фактическими данными разработки пласта. С помощью электроинтегратора получают надежные сведения о процессе обводнения, охвате пласта заводнением по площади с учетом зональной неоднородности и др. Электромоделирование позволяет сравнительно просто определять основные параметры пласта, строить карты фильтрационных потоков, с помощью которых можно рассчитывать процесс заводнения и определять нефтеотдачу пласта, наконец построить карту продвижения фронта обводнения и получить динамику показателей заводнения.  [31]

Принципиально важно то, что каждый структурный уровень статистической геологической системы характеризуется своими отличительными особенностями фильтрации жидкости. Продвижение пластовых вод обычно носит скачкообразный характер: вначале капиллярная пропитка пласта и неподвижность фронта обводнения, затем быстрое продвижение фронта обводнения. Фронт обводнения продвигается по пути наибольшей проницаемости коллектора.  [32]

Это происходит за счет более быстрого темпа обводнения области пласта, находящейся под литологическим окном, с одной стороны, и меньшего темпа роста водонасыщенности в остальной части пласта, с другой. На момент отбора 40 % начальных запасов газа коэффициент водонасыщенности на вертикали С в шестом и седьмом слоях для вариантов 8 и 9 составляет 0 58 и 0 27; 0 71 и 0 57 соответственно. Дальнейшее продвижение фронта обводнения к забою добывающей скважины в варианте 9 также характеризуется значительно большими темпами по сравнению с восьмым.  [33]

В момент достижения фронтом обводнения границ пласта ( линий эксплуатационных скважин) объем защемленного газа будет равен произведению объема порового пространства пласта и коэффициента остаточной газонасыщенности.  [34]

На рис. 3.12, а, б приведены кривые распределения коэффициента водонасыщенности вдоль оси х на различные моменты времени в пятом слое в плоскостях у 7 и у1 соответственно. После того как коэффициент водонасыщенности в этой точке становится равным 0 65 - 0 70, начинается интенсивное продвижение воды по направлению к забою скважины. При этом на фронте обводнения создается большой перепад давления по горизонтали, который ускоряет продвижение воды к забою. Следовательно, продвижение фронта обводнения по направлению к забою скважины вдоль кровли непроницаемого слоя носит ярко выраженный нестационарный характер. При приближении к скважине скорость вытеснения нарастает.  [35]

Преимущественное направление движения воды в области пласта, лежащей над литологическим окном, изменяется с вертикального на горизонтальное, в направлении забоя скважины. Это связано с тем, что фронт обводнения, поднявшись на уровень забоя добывающей скважины, в значительной мере блокирует запасы газа, расположенные на периферии, приводя к увеличению темпа падения давления в скважине и прилегающей к ней зоне. В результате на фронте обводнения формируются значительные и возрастающие во времени градиенты давления по горизонтали, подтягивающие воду под забой скважины.  [36]

После этого строится карта эффективных мощностей обводненной зоны пласта. В зоне полного обводнения скважин эффективные мощности обводненной зоны равны начальным эффективным нефтенасыщенным мощностям. В зоне, ограниченной фронтом обводнения и линией полного обводнения скважин, строятся линии равных текущих эффективных обводненных мощностей.  [37]

На практике низкие давления нагнетания применяются только для заводнения старых истощенных залежей, а средние и высокие давления - для новых залежей. В низкопроницаемых карбонатных коллекторах наилучшие условия вытеснения нефди создаются тогда, когда скорость движения фронта обводнения не превышает скорости капиллярного вытеснения нефти водой. Искусственные условия для снижения скорости движения фронта обводнения можно создать путем временной консервации залежей, как, например, это было сделано на Северокамском месторождении. Большинство из них сходятся во мнении, что эти скорости не должны превышать 6 - 12 м / мес или 0 2 - 0 4 м / сут.  [38]

Существование в пласте трещин, сообщающих забои нагнетательных и добывающих скважин, выявляется при закачке индикатора. Скорости движения индикатора получаются на 2 - 3 порядка выше скорости движения основного фронта обводнения. Так, на башкирской залежи Осинс-кого месторождения скорость продвижения фронта обводнения составляет 20 - 100 м / мес, в то время как скорость движения индикатора 7300 - 44 400 м / мес, на яснополянской залежи Асюльского месторождения скорость движения основного фронта обводнения и индикатора составляет соответственно 8 - 40 и 14 400 - 37 000 м / мес.  [39]

Не установлено геофизическими методами и прохождение вала высокоминерализованной воды на фронте обводнения. Это обусловлено тем, что при закачке в пласт воды, минерализация которой близка к минерализации пластовой, вал соленой воды не имеет четкой границы и ширина его незначительна. В связи с этим при невысокой частоте исследования в данном случае он мог быть пропущен. Хотя результатами геофизических исследований ( например, на Самотлорском месторождении Западной Сибири) в бурящихся скважинах заводнения иногда не отмечается.  [41]

На рис. 13 приведены наиболее характерные кривые ИННК по одной из скважин Узень-ского нефтяного месторождения. После бурения скважины было установлено, что пласт в интервале 1269 8 - 1281 2 м - нефтеносный. Первый замер ИННК был проведен спустя два года и по его данным очевидно наличие фронта обводнения минерализованной во-до в средней части пласта. По следующему замеру ИННК четко выделяется зона промыва соленой водой ( низкие значения т) в нижней половине пласта под уплотненным маломощным прослоем. Из дальнейших замеров ИННК видно, как зона обводнения соленой водой постепенно перемещается вверх по разрезу пласта, а промытая ей часть заполняется закачиваемой пресной водой ( увеличение т), и к концу третьего года после окончания бурения пласт практически полностью обводнился этой водой. Из данного примера также следует, что в начальный период обводнения вода проходит по наиболее проницаемой части пласта ( опережающее обводнение), затем зона обводнения по разрезу, если пласт достаточно однороден, под влиянием капиллярных сил постепенно расширяется. Однако и в этом случае между нефтяным и промытым пресной водой интервалами существует зона с повышенным содержанием соленой пластовой воды. Таким образом, если по ИННК устанавливается вал соленой воды, то при качественной оценке данные ИННК дают уверенную информацию о характере и размере обводнения пласта закачиваемой водой.  [42]

В нашей совместно с В. С. Ковалевым статье [31] излагается методика учета различия вязкостей нефти и воды, фазовой проницаемости в промытой зоне и неоднородности пласта по проницаемости, пористости, нефтенасыщенности и полноте вытеснения. Здесь же мы рассматриваем лишь методику учета влияния вязкостей и фазовых проницаемостей при постоянной пористости, нефтенасыщенности и коэффициенте вытеснения нефти водой. При заводнении неоднород-нослоистых пластов, содержащих нефть с вязкостью более высокой, чем вязкость воды, по мере послойного перемещения фронта обводнения дебит каждого слоя увеличивается при сохранении перепада давления между линиями отбора и закачки постоянным.  [43]

В Гипровостокнефти для контроля разработки многопластовых объектов используются два косвенных метода. Эффективным может быть электромоделирование процесса совместной разработки пластов на сеточной модели УСМ, которая позволяет моделировать одновременно разработку нескольких пластов. Затем при условиях эксплуатации, соответствующих реальным, определяется динамика отбора жидкости из объекта в целом и долевого участия отдельных пластов в добыче нефти и нефтеотдаче, а при помощи карт изобар - продвижение фронта обводнения.  [44]

На рис. 3.12, а, б приведены кривые распределения коэффициента водонасыщенности вдоль оси х на различные моменты времени в пятом слое в плоскостях у 7 и у1 соответственно. После того как коэффициент водонасыщенности в этой точке становится равным 0 65 - 0 70, начинается интенсивное продвижение воды по направлению к забою скважины. При этом на фронте обводнения создается большой перепад давления по горизонтали, который ускоряет продвижение воды к забою. Следовательно, продвижение фронта обводнения по направлению к забою скважины вдоль кровли непроницаемого слоя носит ярко выраженный нестационарный характер. При приближении к скважине скорость вытеснения нарастает.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Обводнение - нефтяная скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Обводнение - нефтяная скважина

Cтраница 3

Ведущим методом разработки является заводнение продуктивных пластов в различных модификациях с целью поддержания пластового давления. Это и предопределяет обводнение нефтяных скважин по мере выработки запасов.  [31]

Характер обводнения скважин на каждом месторождении и даже на отдельных его участках обусловливается геолого-физическими особенностями строения продуктивного пласта и условиями разработки месторождения. Например, одним из важных факторов, влияющих на интенсивность обводнения нефтяных скважин при разработке искусственным заводнением пластов, является неоднородность ( и трещиноватость) коллекторов как по площади простирания, так и по мощности залежи.  [32]

В книге освещено современное состояние разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, приуроченных к трещиноватым карбонатным коллекторам. Описаны коллекторские свойства продуктивных пластов; рассмотрены особенности разработки ряда месторождении Белоруссии, по которым достигнут максимальный уровень добычи нефти; механизм обводнения нефтяных скважин и связанном с ним отложения солей. Даны рекомендации по борьбе с отложениями солей в нефтяных скважинах. Показаны эффективность и пути совершенствования способов Освоения скважин и эксплуатации их механизированным способом.  [33]

Харичков с возмущением требовал прекратить сжигание парафина и вазелина в нефтях как обыкновенного топлива и предлагал использовать их в народном хозяйстве. Ввиду очевидной экономической выгоды в 1912 - 1914 гг. за рубежом, главным образом, в Голландии, были закуплены специальные аппараты и оборудование и доставлены в Грозный для строительства завода по производству твердых парафинов методами фильтрпрессования и потения. Однако обводнение нефтяных скважин и начавшиеся первая мировая война и революции в России помешали организовать выпуск парафина.  [34]

Это связано с условиями формирования залежей и полимиктовым составом коллекторов. Установление характера обводнения нефтяных скважин за счет повышенной остаточной водонасыщенности и выявление минимальной начальной нефтенасыщенности для получения безводной нефти из эксплуатационных скважин для этих условий имеет определенное практическое значение.  [35]

Третья, может быть, наиболее обширная проблема, возникшая в результате анализа и обобщения опыта разработки заводняемых нефтяных месторождений, - проблема обеспечения более полного охвата пластов процессом заводнения. Данные разработки показывают, что по целому ряду причин отдельные пропластки, входящие в объекты разработки, не поглощают воду и, следовательно, из них не вытесняется нефть. Кроме того, обводнение отдельных нефтяных скважин происходит весьма неравномерно даже при их строго упорядоченном расположении на нефтеносной площади месторождения, что ведет к оставлению в пласте не охваченных заводнением нефтенасы-щенных зон.  [36]

При нарушении этого баланса давление зависит от текущего отбора жидкости. Газовые факторы остаются низкими и постоянными, если не нарушается указанный баланс и давление не падает ниже давления растворимости газа в нефти. Во время эксплуатации наблюдаются непрерывное перемещение контура нефтеносности и обводнение нефтяных скважин.  [37]

При одновременном притоке газа и нефти, газа-нефти-воды, а также нефти и воды к скважине в силу различия законов фильтрации и свойств этих фаз происходит деформация поверхности их раздела. Характер деформации границ раздела фаз зависит от коллекторских свойств пористой среды, свойств фаз, величины депрессии на пласт, анизотропии пласта и других факторов. Деформация границы раздела приводит к обводнению газовых скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой, или подтягиванию конуса нефти в газовую скважину, а также загазовыванию и обводнению нефтяных скважин, вскрывших только нефтенасыщенный интервал. Подтягивание конуса нефти ( воды) в газовую скважину приводит к уменьшению толщины газонасыщенного интервала и снижению ее производительности. Причем наиболее существенное изменение газонасыщенной толщины происходит в призабойной зоне, где давление снижается более интенсивно. Подъем конуса жидкости в призабойной зоне газовой скважины приводит к образованию зоны двухфазной фильтрации.  [38]

При водонапорном режиме основной энергией, продвигающей нефть по пласту, является напор краевых ( или подошвенных) вод. В процессе эксплуатации залежи дебиты и давления остаются почти постоянными, если не нарушается баланс между отбором жидкости из пласта и поступлением воды в пласт. При нарушении этого баланса давление зависит от текущего отбора жидкости. Газовые факторы остаются низкими и постоянными, если не нарушается указанный баланс и давление не падает ниже давления растворимости газа в нефти. Во время эксплуатации наблюдаются непрерывное перемещение контура нефтеносности и обводнение нефтяных скважин.  [39]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru