Пластинки насыщение в газовой фазе

Для растворения конденсата в массе закачиваемого сухого газа в результате обратного испарения потребуется большой объем этого газа на создание в пласте требуемого давления при большой кратности циркуляции. К этому необходимо добавить, что для перехода конденсата в паровую фазу в пористой среде необходимо длительное время. В отдельных случаях при высокой первоначальной насыщенности газовой фазы конденсатом в результате извлечения паровой фазы из залежи может образоваться остаточное месторождение так называемой "белой нефти", представляющей смесь светлых фракций. [c.400]

СИЛЬНО влияет на селективность, но смесь метанола с бензолом, попавшая в слой из газовой фазы (при предварительном насыщении), вытесняется поднимающимся по пластинке бензолом выше, чем оказался бы действительный фронт (поскольку бензол не способен вытеснять адсорбированные молекулы воды из-за чего действительный фронт даже не образуется) эффект предварительного насыщения смесями растворителей наглядно иллюстрирует рис. 193. [c.137]

Газ в условиях пластовых давлений и температур насыщен парами воды, поскольку газоносные породы всегда содержат в огромных количествах связанную, подошвенную или краевую воду. По мере движения газа по скважине давление и температура понижаются. При понижении температуры происходит и уменьшение количества водяных паров в газовой фазе, а со снижением давления, наоборот, увеличивается содержание влаги в газе. Влагосодержание ПГ в продуктивном пласте увеличивается и при падении пластового давления по мере разработки месторождения. [c.239]

При моделировании процессов совместной фильтрации нефти, газа и воды в пласте принимали, что их относительные фазовые проницаемости зависят только от насыщенности пористой среды жидкой (газовой) фазой и не зависят от температуры. В расчетах использовали кривые относительных фазовых проницаемостей, полученные экспериментально при комнатной температуре. [c.69]

Рассеянные жидкие углеводороды, вытесненные в коллекторы, могут насыщать газовую фазу пласта и переноситься в растворенном состоянии перемещаться в жидком виде при значительной насыщенности ими порового пространства коллектора в случае активного упруговодонапорного режима вытесняться внедряющейся пластовой водой или вытесняться с каким-либо искусственно нагнетаемым агентом. [c.262]

Здесь р — пластовое давление в газоконденсатной области Рк — насыщенность пор жидким конденсатом — содержание конденсата в газовой фазе у — отношение плотностей конденсата в жидкой и газовой фазе в нормальных условиях кг и кк— -фазовые проницаемости для газа и конденсата 1г, [Хк, ц —вязкость газа, конденсата и воды соответственно 5к — растворимость газа в конденсате Як — объемный коэффициент конденсата р — коэффициент температурной поправки г — коэффициент сжимаемости газа т — пористость среды ро, рз и р — давления начальное пластовое, на забое скважины и в водяной области соответственно к — мощность к — проводимость водяной области р — коэффициент упругоемкости пласта ро — начальное давление в водяной области у , Т, Ои /)г, 5ь iS2 — контуры границ скважин, газоводяного контакта, областей литания, разгрузки, тектонических нарушений и границ выклинивания пласта соответственно (Хь Х2) — пространственные координаты. [c.54]

Сепарация начинается, как только давление нефти снизится до давления насыщения. Выделение газа из нефти увеличивается с уменьшением давления. Выделившийся газ стремится в сторону пониженного давления в пласте — к забою скважины, в скважине — к ее головке (устью). Перемещаясь в сторону пониженного давления, газ в виде пузырьков, соединяющихся во все более и более крупные, увлекает за собой нефть и в то же время опережает ее. Этот поток, состоящий из двух фаз — жидкой и газовой, входит в газосепаратор, где идут два основных процесса — отделение свободного газа от захваченной нефти и выделение из нефти растворенного газа. [c.241]

В условиях реальных пластов возникают различные виды многофазных потоков -движение смеси нефти и воды, фильтрация газированной жидкости или трехфазный поток нефти, воды и газа одновременно. Характер каждого из этих потоков изучен экспериментально. Результаты исследований обычно изображают в виде графиков зависимости относительных проницаемостей от степени насыщенности порового пространства различными фазами (как основного фактора, определяющего значение относительной проницаемости). Эти зависимости широко используются в теории и практике разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Простейший их анализ позволяет сделать важные выводы о закономерностях притока нефти, воды и газа в скважины. Они используются при определении дебитов скважин, прогнозировании поведения пласта и режима работы скважин по мере эксплуатации залежи, при проектировании процесса разработки месторождений и решении многих технологических задач эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Рассмотрим графики двухфазного потока. [c.18]

Элюирование в тонком слое обычно рассматривают как двухмерный процесс. Именно такому случаю соответствуют модели Беленького и Гиошона, рассмотренные в гл. II. Однако в отличие от условий, характерных для колоночной жидкостной хроматографии, в хроматографическом процессе, реализуемом в камере для ТСХ, очень важную роль играет газовая фаза. В главе, посвященной "активности" сорбента, уже было описано, насколько сухая поверхность адсорбента может быть "занята" сорбированными молекулами воды и, соответственно, дезактивирована. Аналогичным образом, помимо сорбционной способности к воде сухой слой сорбента обладает и способностью насыщаться (перед началом элюирования) находящимися в газовой фазе молекулами растворителя, неизбежно присутствующими в окружающей пластинку атмосфере, более или менее насыщенной парами растворителя камеры. И, наконец, жидкость, поднимающаяся по слою за счет действия капиллярных сил, тоже может взаимодействовать с газовой фазой. Находящиеся в газовой атмосфере молекулы растворителя оказывают влияние на взаимодействие сорбента с растворителем, сорбента с водой, сорбента с водой и растворителем, воды с растворителем, растворителя с растворителем, не говоря уже о взаимодействиях, в которые вовлечено растворенное вещество. [c.87]

Рис. 174. Процесс насыщения в ненасыщенной обычной камере (N5) [172]. Бензолгэтанол (90 10). Нулевой момент времени соответствует заливке растворителя. Положение точек, по которым определялось насыщение А = 2.5 см (пля образца в нижней части пластинки) В = 9 см (в середине), С + 16 см (в верхней части) а - при наличии бензола в газовой фазе б - при наличии этанола в газовой фазе штриховые линии - без пластинки сплошные - в камеру помешена используемая для разделения пластинка.

Толщина слоя 0.25 мм пластинка 20x20 см. Данные о насыщении получены гравиметрическим методом а -иеиасыщемиая обычная камера б - пасыщепиия камера I - эфир 2 - хлороформ (S j, )i , - растворитель, адсорбированный нз газовой фазы. [c.103]

В связи с этим необходимо определить экспериментально, какое количество элюента следует пропустить через слой сорбента для достижения равновесия между стационарной и подвижной фазами, а также выяснить, может ли предварительное насыщение из газовой фазы заменить насыщение жидкой фазой и в какой степени. В первой серии эксперимептов судан-П, отмечающий положение R) = 1, элюировали этилацетатом на ВЭТСХ-пластипке размером 50 X 50 мм с силикагелем фирмы Мегск . После панесения первой пробы в центр пластинки через центральный [c.167]

Основной объем добычи нефти за пятилетие (1971 — 1975 гг.) будет в Татарии — свыше 500 млн. т, в Башкирии 200 млн. т, в Куйбышевской области 170 млн. т, в Тюменской области около 500 млн. т, в Пермской 100 млн. т [28]. При таких больших объемах добычи нефти максимально снизить ее потери особенно важно, тем более, что сокращение их в два раза равносильно открытию нового месторождения. Из всего баланса потерь нефти самые большие — промысловые. Поэтому борьбу за максимальное снижение потерь надо начинать с промыслов. Сырая нефть, попадая после пласта в условия нормального атмосферного давления и температуры, становится нестабильной. В результате в процессе дегазации нефти в трапах, сепараторах и мерниках, расположенных непосредственно у скважин, большая часть растворенных в нефти легких углеводородов, имеющих высокое давление насыщенных паров, переходит в легкотеряемую газовую фазу. При отсутствии хорошо оборудованного комплекса по отбору попутного нефтяного газа из емкостей сборных пунктов и товарных парков в процессе дальнейшего транспортирования нефти в промысловые резервуары возникают значительные его потери. [c.124]

Очистка забоя от конденсата может осуществляться периодической закачкой сухого газа. При этом часть конденсата оттесняется в глубь пласта, а часть переходит в газовую фазу. Закачка в ПЗП обогащенного пропан-бутановой фракцией газа приводит к значительному увеличению насыщенности пор пласта выпавшим конденсатом, снижению поверхностного натяжения на границе раздела газ — конденсат и приобретению гидродинамической подвижности жидкой фазы за счет растворения в ней промежуточных компонентов и закачиваемого в пласт обогащенного газа. Успешный опыт закачки сухого газа имеется на Вуктыльском и Опошнянском газоконденсатных месторождениях. [c.566]

Еще более уникален второй способ, предложенный И.Н. Стрижовым, по переводу нефтяных месторождений в газоконденсатные путем нагнетания газа в нефтяные пласты, насыщенные газом. При этом газ нагнетается под таким давлением и в таком количестве, чтобы нефть смогла раствориться в нем. Углеводороды из жидкой фазы перейдут в газовую, и в залежи будет содержаться только смесь газообразных углеводородов. Полное растворение жидких углеводородов в газе зависит от состава газа и нефти. Более легкая нефть будет быстрее переходить в газоконденсатное состояние, чем тяжелая. Развивая идеи проф. И.Н. Стрижова о переводе нефтяных месторождений в газоконденсатные, мы предложили перевод газоконденсатных месторождений в газовые и растворение в газе выпавшего в пласте конденсата [5]. [c.73]

Выпадение конденсата в сепараторах при снижении давления находило различное толкование. Одни объясняли это резким снижением температуры после штуцеров. Другае считали, что конденсатные месторождения в сущности представляют собой слабо насыщенные нефтяные месторождения особого сорта легкой нефти ( белой , цвета воды). При фонтанировании бурный поток газа уносит с собой частички нефти в капельно-жидком состоянии, которые осаждаются в сепараторах вследствие уменьшения скорости. Ни промышленники, ни инженеры-эксплуатационники над этим вопросом особенно не задумывались. При эксплуатации подобных месторождений в отдельных случаях приходилось сталкиваться и с другими непонятными явлениями - увеличением содержания бензина в газе при высоких давлениях и уменьшением при снижении давления, что легко объяснимо с точки зрения ретроградной конденсации. Столь же ненормальным показалось обогащение газовой фазы более тяжелыми углеводородами при высоких давлениях обнаруженное в 1932 г. в районе Big Lake Field (Техас) при опытах с жидкими углеводородами. Подобного рода явления, с одной стороны, и правительственные мероприятия, направленные против выпуска газа в атмосферу и лишавшие предпринимателей добычи дистиллята , с другой, побудили промышленников и исследовательские организации заняться изучением поведения газовых смесей в условиях пласта. [c.98]

Для Западно-Туркменской впадины на основании данных глубинных проб нефтей (табл. 66) отмечается усиление газонасыш,ен-ности в каждом месторождении сверху вниз по разрезу и при переходе от приподнятого к опущенному блоку (для одноименных горизонтов, например для пласта III Котуртепе по линии запад — центр — восток, для пласта II Кумдага по профилю восток — запад). Одновременно уменьшается плотность и вязкость нефти в пластовых условиях. Так как по пути миграции пластовая нефть (когда пластовое давление становится ниже давления насыщения) начинает выделять газовую фазу и становится тяжелее, характер пространственного изменения ее свойств может служить косвенным доказательством происходившей миграции. В связи с этим приведенный материал указывает на реальную возможность вертикальной миграции нефтегазовой смеси из нижних частей продуктивного разреза в верхнюю часть и латеральной миграции от периферии к сводовой части каждой складки. [c.240]

По направлению движения различают вертикальную и боковую, латеральную миграцию вдоль пласта. Вертикальная миграция может быть внутрирезервуарной и происходит в пределах мощного пласта или в рифовом массиве. Межрезервуарная вертикальная миграция более явно проявляется в складчатых областях в связи с большей нарушенностью структур. Платформенные условия хотя и более спокойные, но флюиды, в том числе и угле-- водороды, по-видимому, также перемешаются не только вдоль пластов-коллекторов, т.е. латерально, но и по вертикали. Латеральная миграция может ограничиваться ближайшими структурами, препятствующими дальнейшему перемещению, но может идти и дальше, если ловушка не способна удержать нефть или газ или ловушка наполнена уже до краев . При перемещении мощного потока нефти и газа на более или менее значительное расстояние проявляется иногда так называемое дифференциальное улавливание при перемещении по цепи взаимосвязанных поднятий по линии их воздымания. По первоначальной схеме В. Гас-соу и С.П. Максимова, в самую близкую (и наиболее глубоко расположенную) к очагу генерации углеводородов ловушку первым приходит газ и заполняет ее полностью до замка (рис. 5.8, I). Если даже нефть и газ приходят совместно, то дополнительные порции газа вытеснят нефть в более высоко расположенную ловушку. В ней формируется нефтяная залежь, потом по мере прихода газа — нефтяная залежь с газовой шапкой, затем по мере увеличения газа — газовая залежь с нефтяной оторочкой, затем нефть переходит в структурно более высокие ловушки. Возникает как бы аномальное распределение — газовая залежь находится на более глубоких уровнях, а газонефтяные и чисто нефтяные выше. Затем в эту схему бьши внесены поправки с учетом пластового давления и давления насыщения нефти газом. При пластовом давлении выше давления насыщения на больших глубинах газ растворяется в нефти и могут возникать нефтяные залежи с высоким газонасыщением (рис. 5.8, П). По мере миграции углеводородов в более приподнятые структуры и уменьшении пластового давления газ вьщеляется из нефти в свободную фазу. Далее все идет по схеме, описанной выше. Схема не учитывает все разнообразие природных факторов, которые коренным образом могут ее нарушать. Подобная ситуация, возникающая при определенных условиях, является нестабильной и разрушается по любой причине погружение, изменение структурного плана, изменение [c.217]

В ряде случаев одна или несколько фаз могут находиться в порах в вндо и.чолированных пузырьков или капель, не связанных между собой и остальной частью данной фазы. Такие изолированные пузырьки или капли возникают либо при выделении фазы, растворенной в другой фазе, либо в конце процесса вытеснения одной фазы другою, когда частицы вытесняемой фазы разрываются на отдельные капли. Подвижность отдельной капли, окруженной другими фазами, в пористой среде весьма мала и может быть равна нулю при тех градиентах внешнего давления, которые существуют в основном фильтрационном потоке. Для примера типичное положение отдельной кап.ли смачивающей фазы в порах показано на рис. VI.1. Для того чтобы протолкнуть эту каплю через сужение поры радиусом г, требуется приложить перепад давления одного порядка с избыточным капиллярным давлением, которое составляет около а/г. Позтому при длине капли в несколько норовых каналов движение начнется только при условии, если градиент давления превысит —а/г , что. как нетрудно подсчитать, намного превышает обычные градиенты давления в фильтрационных потоках в нефтяных и газовых пластах. Поэтому несвязная часть каждой фазы обычно является неподвижной. Заметим также, что несвязная насыщенность может составлять лишь небольшую долю порового пространства. [c.148]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология