Вал водонефтяной

В цз на водонефтяном контакте (т.е. при задавались не граничные условия 1У рода, а их [c.21]

Положение водонефтяного контакта в момент времени деляется соотношением [c.155]

ИСХОДИТ прорыв буферной /кидкости БЖ в зону водонефтяного кала. [c.330]

Для защиты от коррозии оборудования, контактирующего с водными и водонефтяными средами, содержащими кислород 0,05—01 90 [c.46]

Коррозионная агрессивность водонефтяной эмульсии меняется в широких пределах в зависимости от состава водной фазы, ее соотношения с углеводородной фазой, состава и количества газообразных веществ. В пластовых условиях в нефти и пластовой воде растворено значительное количество газообразных предельных углеводородов, углекислого газа, сероводорода, кислорода. Коэффициент растворимости некоторых газов в воде при 20 ° С и давлении 0,1 МПа имеет, по М. Маскету, следующие значения [c.124]

Растворимость газов в нефти в 10 раз выше, чем в воде. Наиболее агрессивные составляющие водонефтяных эмульсий — это сероводород и углекислый газ. Поэтому введена классификация нефтяных скважин содержащие и не содержащие HjS и Oj. [c.124]

Вода скапливается на пониженных участках трассы (в застойных зонах), вызывая интенсивное коррозионное разрушение нижней образующей трубы. В трубопроводах с расслоенным режимом течения водонефтяной эмульсии и зонах с устойчивой водной фазой скорость коррозии составляет 2—3 мм/год. С увеличением скорости потока скорость коррозии снижается. Наиболее коррозионно-опасными являются режимы низкой производительности трубопровода я большой обводненности среды, при которых скорость потока не превышает скорости выноса водных скоплений. [c.126]

В целях интенсификации выноса водной фазы рекомендуют увеличивать загрузку нефтесборных коллекторов с уменьшением диаметра труб на опасных участках. Увеличение скорости водонефтяного потока позволило снизить скорость коррозии с 0,7 до 0,01 мм/год. [c.127]

Степень коррозии внутренней поверхности емкости зависит от того, с чем (нефтью, водонефтяной эмульсией, пластовой водой соприкасаются его стенки. Отстойники, в которых обрабатываются не содержащие сероводород нефти (например, девонские), корродируют мало и срок их службы достаточно продолжителен (15—20 лет). При обессоливании сероводородсодержащей нефти или смеси ее с девонской скорость коррозии внутренней поверхности отстойника резко возрастает и достигает 5—6 мм/год. Причина повышенной агрессивности этих сред — наличие во многих девонских пластовых водах растворимых соединений двухвалентного железа. При смешении пластовых вод с пресными проис- [c.168]

ИКБ-4, соль кубовых остатков синтетических жирных кислот и моно-этаноламина в водных и водонефтяных средах, содержащих кислород, черные металлы 0,05—0,1 [c.109]

Далее, задача о перемещении водонефтяного контакта в наклонном пласте, ограниченном двумя параллельными плоскостями, в котором размещен бесконечный ряд скважин (при тех же предположениях, что и в предыдущей задаче), была детально изучена Б. Э. Казарновской [105]. Ею найдены простые формулы для площади обводненной части скважины в различные моменты времена (эта площадь пропорциональна дебиту воды, поступающей в скважину), получено уравнение поверхности водонефтяного контакта для любого момента времени, если в начальный момент эта поверхность была горизонтальной плоскостью. При этом автор дает формулу, позволяющую приближенно учитывать наличие нескольких параллельных рядов скважин. [c.319]

С целью повышения качества очистки полости трубопровода и уменьшения объема водонефтяной эмульсии на фанице сред во- [c.242]

Геометрия фильтрационных потоков нефти, газа и воды в реальных пластах может быть очень сложной границы водонефтяного или водогазового контактов бывают [c.199]

На третьем этапе вал воды вторгается из зоны оторочки МР в зону вала нефти (рис. 8.4.2, в), уменьшая его насыщенность. В результате образуется область совместного движения воды и нефти, которую часто называют водонефтяным валом. [c.328]

ИСХОДИТ прорыв буферной жидкости БЖ в зону водонефтяного вала. [c.330]

Применяется при солянокислотных промывках скважин, кислотных промывках теплосилового оборудования. Эффективен при защите нефтегазопромыслового оборудования при воздействии на него нефти, водонефтяных смесей, пластовых и сточных вод, содержащих сероводород. Рекомендован для ванн солянокислотного травления, для защиты [c.128]

Исходные положения. Различные эмпирические модели, используемые для расчета сопротивления двухфазных потоков в каналах обычных размеров, неприменимы к потокам в проницаемых матрицах. Задачу о сопротивлении при движении двухфазного потока в пористых средах до последнего времени решали в основном исходя из потребностей гид рогеологии и нефтедобычи — при ненасыщающем течении подземных вод, при движении несмешивающихся водонефтяных и газонефтяных потоков в грунтах. [c.86]

На рис. 8.4.2, д приведены т])аектории нелинейных волн на а <-диаграмме, иллюстрирующие ])азвитие описанного процесса. Бремя Г = 0 соответствует началу закачки МР, < = i", — началу закачки БЖ. После прокачки оэъема жидкости, равного ТгУт (Fm —поровый объем пласта), происходит образование водонефтяного вала. Момент ti соответствует разрушению оторочки МР. [c.328]

Оборудование нефтяных и газовых месторождений по всей технологической линии (добыча, транспорт, хранение, переработка) подвергается воздействию гетерогенной среды, состоящей из двух несмешивающих-ся фаз углеводород - электролит. Агрессивность среды определяется физико-химическим состоянием и составом водной и углеводородной фаз, однако инициатором коррозионного процесса всегда бывает вода. Вода в газожидкостный поток попадает из двух источников она конденсируется из перенасыщенных паров при снижении температуры газового потока по мере его продвижения из пласта либо пластовая вода захватывается газовым или нефтяным потоком. За критерий коррозионной агрессивности скважины нельзя брать только количество добьтаемой воды - необходимо учитьшать соотношение воды и углеводородной фазы. Велич 1на водонефтяного отношения для конкретных месторождений может быть использована в качестве специфического параметра для характеристики и прогнозирования коррозии на нефтепромыслах [10]. [c.26]

Входные линии установок по подготовке нефти и газа обычно подвергаются защите ингибиторами, применяемыми для защиты оборудования добычи нефти и газа, и дополнительный ввод ингибиторов здесь предусматривается только при выявлении активизации коррозионных процессов. Для защиты от коррозии технологических линий деэмульсацион-ных установок раствор ингибитора подается дозировочным насосом в трубопровод ввода сероводородсодержащей водонефтяной эмульсии с промысла. Как правило, раствор ингибитора постоянно вводится в технологические линии установок по подготовке газа после сепараторов первой ступени и периодически (при необходимости) - в выходные линии. Кроме того, на установках по подготовке газа практикуется применение других специфических методов ингибиторной защиты. Это периодическая (1—2 раза в полугодие) закачка концентрированного ингибиторного раствора в аппараты и емкости после их отключения и снижения давления, выдержка раствора в них в течение 1 ч для создания устойчивой защитной пленки, В. местах >силенной коррозш . ь ных зонах, возможно применение обработки в период планово-предупре дительных ремонтов концентрированными растворами ингибиторов с пониженными технологическими (низкой растворимостью в водно- [c.179]

Нефть — диэлектрик, ее проводимость равна Ю —10 Ом- -см . Нефть с малым содержанием воды, находящейся в высокодисперсионном состоянии, имеет проводимость 10 —10- Ом -см-. При увеличении содержания воды проводимость нефтеводяной эмульсии возрастает. Нарушение устойчивости водонефтяной эмульсии приводит к разделению ее на две несмешивающиеся жидкости. Время, необходимое для разделения эмульсии на две несмешивающиеся жидкости, характеризует ее агрегативную устойчивость, которая достигается за счет эмульгаторов — веществ, способных стабилизировать капельки воды в нефти, с образованием на границе раздела фаз адсорбционно-сольватных пленок, улучшающих структурно-механические свойства системы. Стабилизаторами нефтяных эмульсий типа В/М являются вещества, находящиеся в нефти в коллоидно-дисперсном состоянии (асфальтены, нафтеновые, асфальтеновые и жирные кислоты, смолы, парафины, церезины). С повышением обводненности нефти увеличивается общая площадь границы раздела вода — нефть (при условии сохранения дисперсности частиц) и уменьшается относительное содержание стабилизатора в системе, что приводит к расслоению эмульсии с выделением воды из газожидкостной смеси. [c.122]

Контакт воды с металлической поверхностью приводит к коррозии металлов, протекающей по электрохимическому механизму. Величина водонефтяного соотношения, характерного для конкретного месторождения, при котором система нефть — вода становится неустойчивой, может быть использована в качестве параметра для прогнозирования скорости коррозионного разрушения оборудования. Углеводороды практически не вызывают коррозию металлов. Однако неполярная фаза в системе нефть — вода оказывает значительное влияние на коррозионную активность водонефтяной системы в целом, повышая или понижая ее. Повышение защитного действия углеводородной составляющей в эмульсионной системе вода — нефть связано в основном с ингибирующими свойствами ПАВ, входящими в природную нефть. Наиболее активные ПАВ — нафтеновые н алифатические кислоты и асфальтосмолистые вещества. Содержание ПАВ в нефтях различных месторождений колеблется в широких пределах. Молекулы нафтеновых и алифатических кислот состоят из неполярной части — углеводородного радикала и полярной части карбоксильной группы, что обусловливает их способность адсорбироваться на границе раздела фаз. Соли нафтеновых кислог более полярны, чем сами кислоты, и более поверхностно-активны. Величина поверхностного натяжения на границе раздела вода — очищенная фракция нефти (например, вазелиновое масло или очищенный керосин) составляет 50—55 мН/м, в то время как поверхностное натяжение на границе раздела вода — сырая нефть не превышает 20—25 мН/м. Это свидетельствует об адсорбции поверхностно-активных компонентов нефти на границе раздела сырая нефть—вода. В щелочной пластовой воде происходит реакция взаимодействия нафтеновой кислоты с ионом щелочного металла. Образующееся соединение более поверхностно-активно, чем нафтеновые кислоты. [c.122]

С конструкцией скважин (фонтанная, газлифтная, насосная) и условиями эксплуатации связаны структура газожидкостного потока и его -коррозионная агрессивность. При фонтанном способе добычи нефти продукция отличается малой обводненностью. Водная фаза стабилизирована внутри нефти и оказывает незначительное коррозионное воздействие на металл. При газлифтных способах добычи нефти агрессивность водонефтяного потока и его структура зависят от состава сжатого газа. При добыче сероводородсодержащей нефти присутствие воздуха приводит к значительным коррозионным разрушениям. При испо тьзо-вании неочищенных газов, содержащих сероводород, скорость коррозионного разрушения оборудования значительно возрастает. Изменение давления и температуры по стволу скважины влияет на агрессивность газожидкостного потока. Снижение температуры смеси на выходе из скважины приводит к выделению неорганических солей и парафинов, способствующих экранированию поверхности металла за счет образования защитных пленок. Однако в этих условиях усиливается действие макрогальванических пар, приводящих к локальному разрушению поверхности. [c.126]

На рис. 54 приведены зоны распределения областей скоростн движения водонефтяного потока и воды для труб различного диаметра. [c.127]

При е о os [гея (Я — г)/Н] (—1)", получается потенциал для бесконечйо узкой щели на скважине. М. Д. Миллионщиков применяет его к приближенному определению формы водонефтяного контакта, когда к щелевидной скважине притекает нефть, под которой находится неподвижная вода. Форма поверхности раздела в таком установившемся движении определяется автором из условия непрерывности давления на этой поверхности, что дает (значок в относится к воде, н — к нефти у — удельны вес) [c.319]

Задача о перемещении жидкой поверхности. Пусть нам задано некоторое установившееся движение. Зададим в области движения в момент времени t = О произвольную поверхность, состоя— щую из определенных жидких частиц. Спрашивается как эта по-верхность будет перемещаться с течением времени Так можно рассматривать задачу о перемещении водонефтяного контакта, если считать, что вязкости и проницаемости воды и нефти являются одинаковыми. Плоские задачи в такой постановке изучались М. Маскетом [106] и В. Н. Щелкачевым. Пространственный случай рассмотрен М. Д. Миллионщиковым [86]. [c.327]

В. П. Новиков и В. М. Иванов [104] провели исследование по определению максимальной температуры подогрева туймазинской нефти и водонефтяной эмульсии под давлением до 50 ama. Было установлено, что начало коксообразования нефти при давлении 50 ama соответствует температуре 770° К, а для водо-нефтяной эмульсии = 40 -i- 50%) эта температура достигает 850° К. Таким образом, при давлении 25—50 ama углеводородные топлива можно нагревать перед подачей в реакционный объем, без опасения их разложения с образованием кокса, до температуры 670— 700° К. [c.107]

На графике начала кипения капли эмульсии мазута и чистого мазута в нейтральной среде в интервале температур 300—800° С (рис. 58) отчетливо видна особенность, характерная для капли эмульсии мазута,— две стадии кипения. Первая стади с — это кипение и размывы под действием находяш,ейся в капле воды вследствие разности температур кипения воды и мазута. Вода, присутствуюш ая в капле эмульсии, прогреваясь, начинает кипеть и испаряться раньше, чем мазут. Пары воды с силой разрывают поверхностную пленку и дробят горючее вещество капли. При испарении всей воды в капле остается только обезвоженный мазут, который продолжает прогреваться до температуры кипения, и капля закипает вторично. Такая же последовательность наблюдается в процессе горения капли эмульсии (рис. 57, б), где пары воды разрывают поверхностную пленку. При этом капля дробится, а образующиеся более мелкие капли топлива, приобретая некоторую скорость относительно нагретой среды, быстрее испаряются и воспламеняются, что и способствует интенсификации процесса горения. Во время горения капли эмульсии мазута ее дробление продолжается до тех пор, пока не испарится вся вода. Это ранее подмеченное нами явление и было названо микровзрывом. В последнее время явление микровзрывов установлено И. А. Ноаровым (ИГИ) и при горении капель углеводо-мазутных систем и водонефтяных эмульсий. [c.124]

Явление микровзрывов свойственно не только каплям водо-мазутных и водо-керосиновых эмульсий, т. е. таких, у которых температура начала кипения значите.тьно выше температуры кипения воды, но и каплям водонефтяных эмульсий, основой которых является сырая нефть, температура начала кипения которой на 30—40° ниже температуры кипения воды. [c.125]

Наиболее высокие защитные свойства многие лакокрасочные покрытия проявляют при комплексном их использовании. Например, высокую коррозионную стойкость показали покрытия на основе эпоксидных смол, нанесенные по цинкнаполненной протекторной эпоксидной грунтовке. Эффективно применение присадок в неводных жидкостях, способных образовывать на поверхности металла защитные ингибированные пленки барьерного типа. В качестве таких присадок для топлив и масел рекомендовано большое число органических соединений, включающих аммны, аминоспирты, их соединения с сульфокислотами, жирными кислотами, эфирами, альдегидами, кетонами [5, 6]. В качестве ингибиторов коррозии в различных водонефтяных средах в нашей стране и за рубежом большое распространение нашли алифатические амины и диамины и их производные (например, отечественные марки И КБ-4, АНП-2 и др.) имидазолины и их [c.355]

При добыче нефти из пластов с подвижной водой продукция скважин по мере их эксплуатации обводняется и вместо чистой нефти на поверхность поступает водонефтяная эмульсия. По мере разработки месторождения пластовое давление обычно падает. Если оно становится ниже давления насыщения (при котором весь газ еще растворен в нефти), из нефти выделяется газ. Таким образом, в промысловых трубопроводах одновременно могут двигаться двухфазные (вода — нефть или нефть — газ) и трехфазная (вода — нефть — газ) системы. Многофазное движение в трубах значительно сложнее движения однородных капельных жидкостей или газа. При нем из-за наличия внутренней границы раздела между фазами, положение которой может изменяться во времени и пространстве, могут образовываться многообразные структурные формы течения. Например, при движении газожидкостной смеси (рис. 88) возможн возиикновеиие пуэырьковой I, раздельной II, пробковой III, пленочной IV и промежуточной форм. [c.162]

До сих -пор не существует единой общепризнанной методики расчета трубопроводов, транспортирующих многофазные системы, поэтому мы остановимся лишь на расчете промысловых трубопроводов, транспортирующих водонефтяные эмульсии (по методу А. И. Гужова и В. Ф. Медведева). Эти расчеты представляют большой практический интерес для промысловых работников. [c.163]

Вал водонефтяной 328 Вебера число 5, 108, 136, 217, 264 Виброперемешивание 166 Влагообмен (см. Скорость осаждения, срыва) [c.352]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...