Подготовка, транспорт и хранение скважинной продукции. Сваровская Н.А. - 46 стр.

UptoLike

ВУЗ: 

ТПУ | Томск

Составители: 

Рубрика: 

45
характеризуются пологим подъёмом для плохо растворимых газов
(N2, СН
4
) во всём интервале давления и лучше подчиняются закону
Генри, чем хорошо растворимые. Изотермы хорошо растворимых
газов (СО
2
, С
2
Н
6
, С
3
Н
8
) характеризуются резким подъёмом до
определенных давлений, а затем вид зависимостей выполаживается.
Последние обстоятельства объясняются обратными
процессами растворения компонентов нефти в сжатом газе при
высоких давлениях.
Этот эффект в ряду углеводородных газов усиливается с
ростом молекулярной массы газа. Для азота он незначителен, а при
растворении метана в нефти обратное испарение наблюдается лишь
при очень высоких давлениях. Получение зависимостей
концентрации углеводородных газов в нефтяных системах от
давления затруднено не только отклонением поведения реальных
газов от законов идеальных систем, но и увеличением объёма
жидкости при введении в неё газа. Кроме того, значительное
влияние на растворимость углеводородных газов оказывают
процессы обратного испарения.
Количество выделившегося из нефти газа зависит не только от
его содержания в нефти, но и от способа дегазации - контактного
или дифференциального.
На промыслах встречаются оба способа дегазации. В
пластовых условиях, в начальные периоды снижения давления от
давления насыщения, когда газ ещё неподвижен относительно
нефти, происходит контактное дегазация. В последующий период,
по мере выделения газа из нефти, газ быстрее движется к забою
скважины и можно говорить о дифференциальном способе
дегазации. В системах подготовки продукции скважин наблюдается
дифференциальная дегазация.
Коэффициент разгазирования определяется количеством
газа, выделившегося из единицы объёма нефти при снижении
давления на единицу. Коэффициент разгазирования при контактном
способе разгазирования будет меньше, чем при дифференциальном
способе разгазирования. При дифференциальном способе
разгазирования нефти количество газа, остающегося в растворённом
состоянии (условия по давлению разгазирования одинаковые), будет
больше, чем при контактном способе (рис. 1.15).
Это связано с преимущественным переходом в паровую фазу
метана в начале процесса дегазации. С удалением метана из системы
при дифференциальном способе разгазирования нефти в паровой
фазе увеличивается содержание тяжелых углеводородов (С
2
, С
3
, С
4
),
что вызывает повышение растворимости их в нефти. С повышением

Страницы