1.3 Методы предотвращения отложения неорганических солей
Основным направлением борьбы с отложением неорганических солей является применение методов предотвращения их отложения в трубопроводах. При этом правильный выбор метода можно сделать на основе всестороннего изучения причин, условий и зон образования отложений солей. Существующие методы предотвращения отложения солей можно разделить на две группы - химические и безреагентные [3, 6, 15].
Рисунок 4 - Классификация методов предупреждения отложения неорганических солей
31 Газоконденсатная характеристика залежей. Определение давления начала конденсации.
Газоконденсатная характеристика залежей
Газоконденсатная характеристика залежи включает комплекс лабораторных и промысловых исследований по определению содержания конденсата, его товарных свойств, условий фазовых превращении в пласте, скважине и наземных коммуникациях, пластовые потери конденсата. Эти данные используются при составлении проекта разработки и эксплуатации газоконденсатного месторождения.
Исследования газоконденсатной характеристики включают определение следующих показателей и параметров:
Содержание сырого и стабильного конденсата (в см3) на единицу объема газа при различных давлениях и температурах, а также состав конденсата;
Изотермы конденсации для пластового газа;
Давления максимальной конденсации при пластовых условиях в пласте;
Фазовое состояние газоконденсатной системы в пласте;
Состав пластового газа по содержанию различных фракций;
Потери конденсата в пласте за период эксплуатации месторождения в зависимости от падения пластового давления при разработке на режиме истощения без поддержания пластового давления;
Количество и состав конденсата, извлекаемого из газа по мере падения давления в залежи;
Количество конденсата, выделяющегося в стволе скважины;
Количество конденсата, остающегося в растворенном состоянии в газе после выхода его из сепараторов разных ступеней;
Количество конденсата, который будет выделяться в газопроводе при давлениях и температурах транспорта газа.
В совокупности результаты исследований на газоконденсатную характеристику позволяют оценить пластовые потери конденсата и его добычу за весь период разработки месторождения по всей технологической цепочке «пласт-газопровод».
Давление начала конденсации может быть определено различными способами, в частности: экспериментально, приближенными эмпирическими формулами, графическим путем по известному групповому составу углеводородов и промысловыми исследованиями скважин. Наиболее точным методом является экспериментальный.
32 Учет ретроградных явлений при разработке газоконденсатных месторождений.
Учет ретроградных явлений при разработке газоконденсатных месторождений
Конденсатные пласты являются залежами легких углеводородов, имеющими особые термодинамические свойства пластовой жидкости, которая представляет в пластовых условиях насыщенный пар, подвергающийся при снижении давления ретроградной конденсации жидкой фазы. Состав углеводородной жидкости конденсатных залежей состоит в значительной степени из метана и его гомологов. Жидкая фаза, образующаяся из пара, обычно окрашена в соломенно-желтый цвет и имеет малый удельный вес.
Критическая температура смеси обычно ниже пластовой температуры, а критическое давление имеет величину порядка пластового давления. Средний молекулярный вес тяжелых компонентов конденсатной жидкости значительно ниже, чем у сырых нефтей. Газоконденсатный фактор в добыче из таких пластов выше, чем при добыче сырой нефти и природного газа.
Когда пластовое давление вследствие отбора жидкости падает в таких залежах ниже точки конденсации, в пласте происходит образование жидкости. Этот процесс конденсации (ретроградный) продолжается до тех пор, пока давление не упадет до значения 68-136 ат в зависимости от начального состава жирного газа и пластовой температуры. Ниже этого давления возникает нормальное испарение, и объем пластовой жидкости уменьшается. Так как ожидаемые компоненты составляют незначительную часть всего жирного газа, то однократная конденсация последнего в пласте вызывает насыщение конденсатом только 5-18% порового пространства. Выпавшая жидкость остается в недрах пласта, а из скважин добывается газовая фаза. Вследствие этого состав добываемого газа непрерывно меняется, а газоконденсатный фактор растет, пока не будет достигнуто давление, соответствующее максимуму ретроградной конденсации.
Состав пластовой жидкой фазы также непрерывно меняется, так как к ней добавляются тяжелые фракции остаточного газа, адсорбировавшиеся на породе. Количество выпавшей углеводородной жидкости вследствие истощения давления в пласте может достигать 30-60% от первоначального ее содержания.
Для предупреждения ретроградных потерь более тяжелых компонентов в пласте в результате падения давления нужно использовать поддержание пластового давления при помощи обратной закачки газа. Когда в пласт нагнетается обратно добытый газ, но уже лишенный своего жидкого содержания, это называется сайклинг-процесс. При проектировании сайклинг-процесса необходимо выбрать такое распределение скважин, которое дало бы эффективное вытеснение жирного пластового газа нагнетаемым сухим газом. Сетка скважин в принципе должна соответствовать основной геометрии пласта. При осуществлении сайклинг-процесса необходима консервация газа – газ отбирают из месторождения с целью добычи конденсата, в период консервации запасов газ как товарный продукт потребителю не подается.
33 Дифференциальные и контактные процессы. Аппаратура для изучения свойств газоконденсатных смесей
34 Поверхностные явления при фильтрации нефти, газа и воды.
Поверхностные явления и поверхностные свойства пластовых систем сказались на процессах формирования нефтяных и газовых залежей. Поверхностными и капиллярными явлениями, происходившими в пласте в процессе формирования залежи, обусловлены строение газонефтяного и водонефтяного контактов, взаимное расположение жидкостей и газов в пористой среде, количественное соотношение остаточной воды и нефти.
Физико-химические свойства поверхностей раздела различных фаз и закономерности их взаимодействия характеризуются рядом показателей – поверхностным натяжением на границе раздела фаз, явлениями смачиваемости и растекания, работой адгезии и когезии, теплотой смачивания.
35 Коэффициент поверхностного натяжения. Методы определения коэффициента поверхностного натяжения.
Поверхностное натяжение- избыток свободной энергии, сосредоточенной на одном квадратном сантиметре площади поверхностного слоя на границе раздела 2 фаз.
Поверхностное натяжение связано с такими понятиями как свободная энергия поверхностного слоя жидкости, сила поверхностного натяжения и работа поверхностного натяжения, в соответствии с этим поверхностное натяжение определяется:
– как избыток свободной энергии E сосредоточенной на одном квадратном сантиметре площади поверхностного слоя на границе раздела двух фаз:
где σ – поверхностное натяжение; S – суммарная поверхность двух фаз.
– как сила F, действующая на единицу длины периметра взаимодействия двух фаз (линию смачивания l):
– как работа A образования 1 см2 новой поверхности S в изотермических условиях:
Коэффициент
поверхностного натяжения σ зависит от
давления, температуры, газового фактора,
свойств флюидов. С
повышением температуры поверхностное
натяжение жидкости уменьшается,
зависимость определяется по формуле:
где σt и σ0 – поверхностные натяжения системы (мН/м) при температурах t и 0°; γ – температурный коэффициент поверхностного натяжения, сохраняющий свойства константы при температурах вдали от критической точки, в град-1; t – температура в °С.
С увеличением давления поверхностное натяжение жидкости на границе с газом понижается, поскольку вследствие сжатия газа и его растворения в жидкости происходит уменьшением свободной поверхностной энергии.
Поверхностное натяжение дегазированной малополярной нефти на границе с водой в пределах давлений, встречающихся в промысловой практике, мало зависит от давления и температуры.
Все
существующие методы делят на три группы:
статические, полустатические и
динамические.
36 Смачиваемость пород и краевой угол смачивания.
Смачиваемость означает сравнительную адгезию (притяжение) двух жидкостей к поверхности твердого тела, т.е. это совокупность явлений на границе соприкосновения трёх фаз, одна из которых обычно является твёрдым телом и две другие – не смешиваемые жидкости или жидкость и газ.
В пористой среде, содержащей два или более несмешивающихся флюида, смачиваемость является свойством флюидов смачивать твердую поверхность (растекаться по ней или сцепляться с ней), сильнее выраженным у одного из этих флюидов. В гидрофильной системе минерализованная вода-нефть-порода вода обычно заполняет более мелкие поры и смачивает основную часть поверхности более крупных пор. В порах породы-коллектора с высокой нефтенасыщенностью нефть контактирует с породой через пленку воды, растекшейся по поверхности матрицы породы. Если поверхность горной породы предпочтительно смачивается водой, т. е. порода является гидрофильной, если порода предпочтительно смачивается нефтью, то является гидрофобной. В реальных системах смачиваемость может находиться в диапазоне от сильно гидрофильной до сильно гидрофобной в зависимости от взаимодействия минерализованной воды и нефти с поверхностью пор породы. Если в породе не наблюдается избирательной смачиваемости какой-либо из двух жидкостей, то говорят, что система имеет нейтральную смачиваемость, которую можно представить себе как равное смачивание породы обеими жидкостями (смачиваемость 50 % на 50 %).
37 Работа адгезии и когезии, теплота смачивания, гистерезис смачивания.
38 Капиллярное давление и J-функция. Условие и характер проявления капиллярных сил.
Капиллярное давление – это разность давлений между двумя несмешивающими флюидами (фазами), находящимися в равновесии по обе стороны от искривленной поверхности их раздела. Кривизна поверхности раздела возникает вследствие предпочтительного смачивания (лекция 12) одной из этих стенок капилляра. Капиллярное давление является причиной важных капиллярных явлений: самопроизвольного движения жидкости (поднятия жидкостей при смачивании или опускания жидкостей при несмачивании твердых тел) в капиллярах и пористых телах и конденсации в них пара.
Проявление капиллярных сил является выражением совместного действия поверхностного натяжения, внутреннего сцепления жидкости и молекулярного притяжения между жидкостью и поверхностью минеральных зерен породы.
39 Дренирование и пропитка. Механизм капиллярной пропитки в реальных пластах.
40 Расчет высоты капиллярного впитывания воды в различные пористые среды, состояние переходных зон «газ-вода», «нефть-вода», «нефть-газ».
Высоту капиллярного впитывания воды в различные пористые среды можно определить из условия, что скачок капиллярного давления Δрк уравновешивается давлением, создаваемым столбом воды в газовой среде высотой h, т.е.
