ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Изменение фазового, дисперсного и компонентного состава скважинной продукции из "Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды" При течении многофазной продукции в добывающих скважинах и системе трубопроводного промыслового транспорта характер потока во времени в любом сечении трубопровода меняется, так как процесс движения многофазной смеси сопровождается пульсирующими, колебательными движениями. Поэтому все физические величины, определяющие движение многофазной смеси в трубопроводе, усредняются по простран-ственно-временным координатам. Именно в таком смысле нами понимается термин установившееся движение . [c.76] Для хорошо сцементированных коллекторов, пос ного освоения добывающих скважин, механические составе пластовой нефти, поступающей в скважину, ют. Так как все асфальтосмолистые вещества, содер пластовой нефти пептизированы до отдельных м пластовую нефть можно рассматривать как молекул створ, привычную ньютоновскую жидкость, неско] вязкую, чем обычная вода. [c.77] Температура пластовой нефти в скважине может быть существенно меньше пластовой температуры, причем темп уменьшения температуры нефти в скважине является однозначной функцией ее дебита. [c.78] Таким образом, скважинное давление насыщения пластовой нефти газом на 1,5 МПа оказалось меньше, чем давление насыщения пластовой нефти газом при пластовой температуре 11,2 МПа. [c.78] Оценить относительную скорость пузырька нефтяного газа, сформировавшегося в нефтяной скважине при температуре 67 С, если молярная масса его равна 24 г/моль, дааление в жидкости (нефти) 9,2 МПа, радиус пузырька нефтяного газа — 1 мкм, плотность нефти 720 кг/м , динамическая вязкость 1мПа с. [c.79] Относительную скорость пузырька нефтяного газа можно оценить по формуле Стокса, учитывая, что объемная доля нефтяного газа в потоке существенно меньше 1 - 2 % об. Прежде чем появится возможность использовать формулу Стокса для вычисления скорости относительного движения пузырька нефтяного газа в нефти, необходимо оценить плотность нефтяного газа в пузырьке. [c.79] Если в составе растворенных в пластовой нефти газов присутствует азот, то динамика молярной массы нефтяного газа, образующегося в процессе подъема скважинной продукции в скважине, характеризуется экстремумом — минимальным ее значением в результате роста молярной доли метана в нефтяном газе. В дальнейщем молярная масса нефтяного газа возрастает из-за преобладающего вклада паров нефти. [c.80] При разгазировании пластовой нефти в скважине в совокупности с понижением температуры ее растворяющая способность к парафинам, имеющимся в ней, уменьшается и на определенной глубине возникает втдрой Фазовый переход — из нефти вьщеляются кристаллы парафина. [c.80] Так как в пластовой нефти содержание различных фракций парафинов неравномерно (см. приложение П 1), то таких пересыщений для различных парафиновых фракций в нефти может быть несколько, то есть фазовых переходов жидкость — твердая фаза при подъеме нефти в скважине происходит несколько, если каждую фракцию растворенного в нефти парафина рассматривать как отдельную твердую фазу. Подробное исследование фазовых равновесий жидкость — твердое тело (пластовая нефть — парафин) приведено в работе [11]. [c.80] Оценить скорость относительного движения кристаллов парафина в пластовой нефти в скважине, если разность плотностей не превышает 50 кг/м динамическую вязкость нефти принять равной 1,5 мПа-с. Оценить скорость газожидкостной смеси в скважине. РЕШЕНИЕ. [c.80] Асимптотические оценки скоростей относительного движения кристаллов парафина в нефти рассмотрим в диапазоне их размеров от 10 до 50 мкм. [c.81] Оценим скорость газожидкостной смеси в НКТ скважины. [c.81] Пусть дебит скважины 50 м /сут по дегазированной нефти. [c.81] Очевидно, что объемный дебит промысловой нефти в скважине больше при любых термобарических условиях в ней. Поэтому минимальные оценки скорости потока скважинной продукции (промысловой нефти) можно получить по расходу только жидкой составляющей потока в НКТ без учета наличия в ней газовой фазы. Пусть внутренний диаметр НКТ равен О = 62 мм. [c.81] Учитывая, что поток продукции в НКТ многофазный и режим течения турбулентный, в первом приближении можно считать, что истинные и расходные насыщенности фазами (кристаллический парафин, пузырьковый газ) в начальный период фазового перехода практически не отличаются. С ростом расходной газонасьпценности в потоке скважинной продукции истинная газонасьш1енность становится меньше расходной. [c.81] Как показывает нефтепромысловый опыт и теоретические исследования особенностей движения скважинной продукции в НКТ, с ростом расходного газосодержания в скважине режим течения продукции становится близким к пробковому. [c.81] В приведенных формулах (1.44) и (1.45) использованы обозначения оригинала. [c.83] Как отмечают авторы [33], обобщенная формула расчета истинного газосодержания в зависимости от расходного получена без учета фазовых переходов. Ранее подчеркивалось, что в процессе непрерывного разгазирования пластовой нефти в скважине, плотность нефтяного газа ощутимо меняется из-за изменения его компонентного состава. Очевидно, что скорость относительного движения нефтяного газа зависит от разности плотностей нефти и нефтяного газа чем больше эта разность, тем больше относительная скорость и, как следствие, меньше истинное газосодержание. [c.83] При стационарной работе добывающей скважины расходный компонентный состав продукции в любом ее сечении равен компонентному составу пластовой нефти. [c.83] Истинный компонентный состав скважинной продукции на глубинах, где ощутимо опережающее движение нефтяного газа, будет отличаться от компонентного состава пластовой нефти. [c.84] Вернуться к основной статье