1.Технологии предупреждения и удаления аспо в скважинах, оборудованных уэцн.
В настоящее время в промысловой практике применяются следующие методы защиты оборудования от парафинизации: механические, тепловые, химические, физические и комбинированные
Механические методы
Применяются для удаления АСПО в добывающих скважинах скребками различной конструкции:
- скребки переменного сечения – используют в фонтанных скважинах и скважинах с ЭЦН;
- скребки-протяжки – служат для удаления парафиновых отложений из НКТ - «летающие скребки» - применяются для удаления парафина с внутренней поверности НКТ при эксплуатации фонтанных и оборудованных ЭЦН и ЭВН скважин;
Механические методы являются наиболее дешевыми. Их применение увеличивает межочистной период скважин в 2-3 раза. Тем не менее, эти скважины периодически нуждаются в дополнительном применении тепловых методов и промывках растворителями.
Тепловые методы
Применяются для очистки НКТ с помощью горячей нефти при температуре 80-900С, либо – горячей жидкостью с добавлением реагентов. При тепловом методе используются агрегаты депарафинизации АДП, АДПМ-12/150 с применением передвижных агрегатов и передвижных парогенераторных установок.
Химические методы
Предусматривают применение растворителей, депрессантов и ингибиторов АСПО. Растворители растворяют парафиновые отложение. Депрессаторы снижают температуру застывания парафинистых нефтепродуктов. Ингибиторы применяют для предотвращения выпадения АСПО на стенках НКТ.
Физические методы
Предусматривают применение магнитных активаторов для изменения электромагнитного поля в добываемой продукции за счет изменения полярности компонентов нефти.
2.Классификация трубопроводов.
Трубопроводы транспортирующие скважинную продукцию подразделяется:
по назначению: нефтепроводы; газо-водо-нефтегазопроводы.
по величине напора: напорные, безнапорные
по рабочему давлению: низкого давления (до 0,6 МПа), среднего (1,6-6 МПа), высокого свыше 6МПа
по способу прокладки: подземные, наземные, подземные подводные
по функциональному назначению:
-выкидные линии (от устья к замерной установке)
- сборные коллекторы
-товарные (нефтегазопроводы)
6
.
по гидравлической схеме работы: простые
трубопроводы (без ответвлений), сложные.
Трубопроводы транспортирующие воду к нагнетательным скважинам для ППД подразделяются:1.Магистральные; подводящие водопроводы (от магистрального трубопровода до КНС);разводящие трубопроводы (прокладываются от КНСдо нагнет сква-н).
2.трубопроводы по напору: -трубопроводы с полным заполнением жидкости (напорные);
- с неполным заполнением жид-ти (напорные и безнапорные).
Выкидные линии от дебита скважины имеют диаметр от 50 до 150 мм. Протяженность может достигать до 4 км. Сборные коллекторы имеют диаметр от 200 до 500 мм и протяженность от 2 до 10 км.
3.Основные виды внутриконтурного заводнения.
При внутриконтурном заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта.
В России применяют следующие виды внутриконтурного заводнения:
разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площадки; барьерное заводнение; разрезание на отдельные блоки самостоятельной разработки; избирательное и очаговое; сводовое заводнение; очаговое заводнение; площадное заводнение.
Система заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется на крупных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Эти зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают по самостоятельной системе. На средних и небольших по размеру залежах применяют поперечное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки (блоковое заводнение). Ширина площадей и блоков выбирается с учетом соотношения вязкостей и прерывистости пластов (литологического замещения) в пределах до 3 – 4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих скважин ( не более 5 – 7 ).
Разрезание на отдельные площади и блоки нашло применение на Ромашкинском (23 пласта горизонта Д1 , Татария), Покровском (Оренбургская обл.), Правдинском, Мамонтовском, Западно-Сургутском, Самотлорском и других месторождениях.
В результате дальнейших исследований, исходя из опыта разработки было установлено, что наиболее целесообразно применять разрезание разрабатываемых пластов рядами нагнетательных скважин в блоке (полосе) находилось не более пяти рядов добывающих скважин. Так возникла современная разновидность рядных систем – блоковые системы разработки нефтяных месторождений: однорядная, трехрядная и пятирядная.
Барьерное. На м-ях с газовой шапкой нагн. скважины располагают по внутр. контуру газоносности, тем самым отсекая газовую часть от нефтяной. Что позволяет одновременно разрабатывать обе части пласта.
Избирательное. м-е буриться по треугольной или квадратной сеткой, на основе комплексного анализа, ГИС, результатов испытаний выбирают скважины лучше принимающие воду и используют их под ППД. Достигается более полный охват охват заводнением
Очаговое. Когда пробурено много скважин, детально изучено геологическое строение м-я и выявлена прерывистость продуктивных пластов или их выклинивание, наличие линз. нагн. скважины располагают так, чтобы обеспечить выработку незатронутых разработкой участков. Оно более эффективно на поздней стадии разработки. Внедрено на месторождениях Татарии, Башкирии, Пермской, Оренбургской областей и т.д.
Сводовое заводнение . При нем ряд нагнетательных скважин размещают на своде структуры или вблизи него. Если размеры залежи превышают оптимальные, то это заводнение сочетают с законтурным. Сводовое заводнение подразделяется на: осевое, кольцевое и центральное.
Осевое заводнение предусматривает поддержание пластового давления путем расположения нагнетательных скважин вдоль длинной оси структуры. Полагают, что такой метод заводнения может быть избран в связи со значительным ухудшением проницаемости в периферийной части залежи или с резко ухудшенной проницаемостью в законтурной части. Осевое заводнение было осуществлено в США на месторождениях Уиссон (1948 г.) и Келли-Снайдер ( 1954 г.) , в России - при разработке Новодмитриевского, Якушкинского,
Усть-Балыкского (пласты группы А).
Кольцевое заводнение. Кольцевой ряд нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса залежи, разрезает залежь на центральную и кольцевую площади. (Ромашкинское месторождение ).
Центральное заводнение как разновидность кольцевого ( вдоль окружности радиусом 200 – 300 м размещают 4 – 6 нагнетательных скважин, а внутри ее имеется одна или несколько добывающих скважин).
Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважино-точек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девятиточечные , также линейные ( рис. 4 ).
Рис. 4 Площадная четырех-(а), пяти-(б), семи-(В), девятиточечная (г) и линейная (д,е) системы заводнения (с выделенными элементами)
Линейная система – это однорядная система блокового заводнения, причем скважины размещаются в шахматном порядке. Отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1 : 1 . Элементом этой системы может служить прямоугольник со сторонами 2L и 2s н = 2 s д = 2s. Если 2L = 2s, то линейная система переходит в пятиточечную с таким же соотношением скважин ( 1: 1 ) . 5т система симметрична и за элемент можно выбрать также обратное размещение скважин с нагн. скважиной в центре (обращенная пятиточечная система). В 9т системе на одну доб. скважину приходится три нагн. (соотношение скважин 3 : 1). В обращенной 9т (с нагн. скважиной в центре квадрата) соотношение нагн. и доб. скважин составляет 1 : 3 . При треугольной сетке размещения скважин имеем 4т ( обращенную семиточечную) и 7т ( или обращенную четырехточечную) системы с соотношением нагн. и доб. скважин соответственно 1:2 и 2:1. Площадное заводнение эффективно при разработке малопроницаемых пластов. Его эффективность увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти и глубины залегания залежи.
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 11