2. Состав и классификация аспо в системе сбора скважинной продукции.

АСПО-сложная смесь УВ, состаящая из парафинов 20-70% по массе, асфальто-смолистых веществ 20-40% по массе, смол и мех примесей.

Парафины это предельные УВ. В нефти растворены парафины входящие в АСПО начиная с С16 по содержанию парафина нефть классифицируется на малопараифнистые менее 1,5%, парафинистые от 1,5 -6 %, и высокопарафинистые более 6%.

Основой парафинов входящих в АСПО является углерод церезины С37 до С53, они отличаются высокой температурой кипения, плотностью и молекулярной массой.

Асфальтены-это вещества бурого или коричневого цвета, плотность более тысячи кг/м³, массового содержания в нефтях достигает 5%.

АСПО классифицируются по след. Параметрам:

П/(А+С), где П-парафины, А-асфальтены, С-смолы.

Если П/(А+С) <0,9 то асфальтеновые отложения

От 0,9 до 1,1 смешанный тип, > 1,1 парафинистые отложения.

3. Критерии выбора объектов для проведения грп.

Для проведения ГРП предпочтение отдается скважинам, удовлетворяющим установленным нижеперечисленным критериям:

1. низкопродуктивные скважины с высокой нефтенасыщенностью по ГИС;

2. скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;

3. скважины, имеющие заниженный дебит против окружающих;

4. скважины с загрязненной ПЗ;

5. нагнетательные скважины с низкой приемистостью;

6. нагнетательные скважины с неравномерной приемистостью по продуктивному разрезу.

ГРП не рекомендуется проводить:

1. в нефтяных скважинах вблизи контура нефтеносности;

2. в технически неисправных скважинах.

3. В добывающих скважинах расположенных вблизи нагнетательных

4. В пластах малой толщины < 5м

5. В пластах с неконтактной подошвенной водой, отделенной от продуктивной части тонкой глинистой перемычкой;

6. Высоко обводненные скважины (наилучшие результаты достигаются при обводненности менее 30%);

Билет №19.

1. Газлифтная эксплуатация скважин.

Если притекающую пластовую эн-ю, хар-ризуемую газовым фактором Gэф , дополняют эн-ей газа, закачиваемого в скв с пов-ти происходит газлифтный подъем (мех. способ экспл. Скв). Газлифт исп-ся в высокодебитных скв. с большими заб. давлениями, скв. с высокими Гф и заб. давлениями ниже давления насыщения, песочных скважинах, а также скважинах, экспл. в труднодоступных усл. (затопляемость, паводки, болота).

Достоинства газлифтного метода:

1. простота и надежность конструкции (минимальное количество подвижных и подверженных износу частей, низкая металоемкость);

2. возможность эксплуатации скважин, осложненных пескопроявлениями и высокими газовыми факторами:

3. обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 ÷1900 т/сут);

4. возможность эксплуатации в глубоких скважинах, глубина которых превышает напоры, достижимые для глубинных насосов;

5. возможность эксплуатации скважин с высокими пластовыми температурами (>150 град.целс)

6. простота регулирования режимов работы

7. расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт),

8. возможность спуска приборов на забой скважины без прекращения работы, не осложняет проведение гидродинамических исследований

9. централизованная дозировка химреагентов для борьбы с осложнениями

Недостатки газлифтного метода:

1) большие капитальные затраты при использовании компрессорного метода;

2) низкий КПД всей газлифтной системы (КС, газопровод, скв), высокие энергетич затраты на комплемирование газа;

3) повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников;

4) быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации.

5)при обводненноти 69-70% газлифт перестает работать.

Т.о. как только окупаются затраты, то нужно переходить на другой способ эксплуатации.