госы_1 / 8

Билет 8

1)Технологии предупреждения и удаления АСПО в скважинах, оборудованных УШСН.

Важнейшей характеристикой образования твердой фазы является температура кристаллизации парафина, характеризующая появление в смеси углеводородов первых микрокристаллов парафина. Отложения парафинов возникают при снижении температуры ниже температуры плавления (Т_пл=35-65⁰С). Скорость нарастания парафиноотложений зависит от дебита скважины, шероховатости труб, механических примесей в нефти. Микрокристаллы парафина и церезина, а также микроагрегаты асфальтенов и смол слипаются между собой, образуя сгустки твердой фазы, прилипающие к внутренней поверхности шероховатых насоснокомпрессорных труб, особенно в муфтовых соединениях. Со временем этот процесс развивается, приводя к отложению парафина и снижению живого сечения подъемника с соответствующим снижением дебита скважины. Экспериментально установлено, что глубина начала отложений парафина совпадает с глубиной начала выделения газа.

Методы предупреждения:

1.применение труб с внутризащитными покрытиями(лаки, эмали, Футеровка труб стеклом – остекловывание.) (превентивные методы),

2. химические – ПАВ,ингибиторы парафиновых отложений,модификаторы в жидком и твердом состоянии,депрессаторы,

3.тепловые - (периодическая закачка в затрубное пространство скважин горячей нефти, газоконденсата, перегретого пара или паровоздушной смеси),

4. физические – создание постоянных магнитных полей,электроискровых воздействий. Установка электронагревательных кабелей.

Удаление АСПО может быть осуществлено самыми различными методами, среди которых выделяются:

1. Тепловые — промывка скважинного оборудования горячей нефтью, создание локального теплового потока с помощью глубинных электронагревателей или высокочастотного электрического поля;

2. Химические — удаление растворителями и растворами ПАВ;

3. Физические — разрушение ультразвуковым воздействием

4. Биологические — ликвидация с помощью аэробных и анаэробных бактерий.

5 механические - парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится потоком жидкости, удаление парафина во время чистки аппаратов. Существует метод депарафинизации с помощью пластинчатых скребков. Скребки крепят хомутами к штангам на расстоянии друг от друга не более длины хода плунжера. Ширина скребка на 5-8мм меньше диаметра НКТ. Насосные установки оборудуют штанговращателями. Колонны штанг с укрепленными на них скребками при каждом ходе вниз срезают парафин со стенок труб.

2)Принципиальная схема Спутника-А.

на замерных установках используют 2 основных способа:объемный и весовой. Более широкое применение на уст-ках: Спутник А, спутник Б, мера, ОЗНА.

Принцип. Схема спутника А:

1-выкидные линии;2- обратный клапан;

3-запорная арматура;4-байпасная линия;

5-многоходовой переключатель скважин;

6-каретка переключателя скважин;

7-гидропривод к каретке;

8-сборный коллектор;

9-замерной патрубок;10-гидроциклонный замерной сепаратор;11-каплеотбойник;

12-расходомер по газу;13-регулирующая заслонка на линии газа; 14-наклонные полки;15-поплавковый уравномер;

16-расходомер по жидкости;17-блок местной автоматизации

Принцип действия: каретка переключателя скважин двигаясь по кругу поочередно подключает скв. к замерному сепаратору. скв. продукция с других скв. в это время по внешнему контуру продукция других скв.поступает в сборный коллектор. По замерному патрубку продукция поступает в сепаратор, где под действием центробежной силы происходит отделение ж-ти от газа. Ж-ть,как более плотная отбрасывается к стенке и затем стекает в нижнюю ёмкость сепаратора. Газ проходит через каплеотбойник,где происходит отделение капель ж-ти от газаю Далее газ проходит через расходомер и регулирующую заслонку в сборный коллектор. Ж-ть стекая по наклонным полкам окончательно разгазируется. По мере повышения ур-ня ж-ти в нижней ёмкости, поплавковый уравномер поднимается, закрывая заслонку на линии газа. Давление в сепараторе повышается, под избыточным Р ж-ть по сифонному патрубку проходит через расходомер по ж-ти и поступает далее в сборный коллектор. После снижения ур-ня ж-ти в нижней ёмкости, регулирующая заслонка на линии газа открывается, каретка переключается на сл. скв. и цикл повторяется.

Обратный клапан служит для предотвращения обратного тока ж-ти в выкидные линии.

Байпасная линия предназначена для прямой подачи скв.продукции в сборный коллектор, минуя многоходовой переключатель скважин и замерной сепаратор.

БМА регистрирует и контролирует:1)расходы по газу и ж-ти

2)открытие/закрытие заслонки

3)переключение скв. на замер

Спутник-А имеет рабочее давление от1,5 -4 МПа. При максимальной производительности скважины по жидкости 400 м3/сут и вязкости не менее больше 800 мпа*с. Погрешность измерения составляет 2,5%. Недостаток- невысокая точность измерения расхода жидкости расходомера турбинного типа, из-за плохой сепарации газа в гидроциклоне.

3)Виды и назначение площадных систем заводнения.

Площадное заводнение применяют на поздних стадиях разработки для вовлечения ранее не затронутых и слаборазрабатываемых участков залежи.

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 ).

Наиболее часто используемые: пятиточечную, семиточечную и девятиточечную.

Пятиточечная система (рис.).

1.условн. контур нефтеносности.2.3.скв.нагнет и доб

Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добы вающие, а в центре — нагнетательная скважина. Для этой системы отношение нагнетательных и добывающих скважин со-ставляет 1 :1,w = 1.

Семиточечная система (рис. 13). Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважинами в углах и нагнетательной в центре. Доб. скв.расположены в углах шестиугольника, а нагн.—в центре. Параметр и =1/2, т. е. на одну нагнетательную скважину приходятся две добывающие.

Девятиточечная система (рис. 14Нагн.скв.:добыв.скв= 1 : 3 , так что w=1/3.

Самая интенсивная из рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее интенсивная девятиточечная. Считается, что все площадные системы жесткие, поскольку при этом не допускается без нарушения геометрической упорядоченности расположения скважин и потоков движущихся в пласте веществ использование других нагнетательных скважин для вытеснения нефти из данного элемента, если нагнетательную скважину, принадлежащую данному элементу, нельзя эксплуатировать по тем или иным причинам.

Если, например, в блочных системах разработки (особенно в трехрядной и пятирядной) не может эксплуатироваться какая-либо нагнетательная скважина, то ее может заменить соседняя в ряду. Если же вышла из строя или не принимает закачиваемый в пласт агент нагнетательная скважина одного из элементов системы с площадным расположением скважин, то необходимо либо бурить в некоторой точке элемента другую такую скважину (очаг), либо осуществлять процесс вытеснения нефти из пласта за счет более интенсивной закачки рабочего агента в нагнетательные скважины соседних элементов. В этом случае упорядоченность потоков в элементах сильно нарушается.

Площадные с-мы позволяют более рассредоточенно воздействовать на пласт.(разработкиасильно неоднородных по площади пластов). Нагнетательные скважины более рассредоточены по площади, что дает возможность подвергнуть отдельные участки пласта большему воздействию.

Таким образом, рядные системы предпочтительны при разработке сильно неоднородных по вертикальному разрезу пластов.

В поздней стадии разработки пласт оказывается в значительной своей части занятым вытесняющим нефть веществом (например, водой). Однако вода, продвигаясь от нагнетательных скважин к добывающим, оставляет в пласте некоторые зоны с высокой нефтенасыщенностью, близкой к первоначальной нефтенасыщенности пласта, т. е. так называемые целики нефти. Для извлечения из них нефти в принципе можно пробурить скважины из числа резервных 5-точечной системы, в результате чего получают девятиточечную систему.