госы_1 / 23

ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 23

1 Недостатки газлифтной эксплуатации.

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.

6) В ходе поднятия скважинной продукции, могут образовываться стойкие эмульсии.

7) газлифтный метод разработки скважин выгодно применять только на месторождениях крупного размера , имеющих высокий дебит скважины и высокое забойное давление (когда прекращается период фонтанирования).

8) взрывоопасность

9)при больших давлениях возможны порывы

2 Защита трубопроводов от внутренней коррозии.

Добиться повышения надежности и снижения аварийности промысловых трубопроводов можно только за счет применения комплексных мер. Среди них основной, по-видимому, можно считать смену материала труб на коррозионно-устойчивый, а также применение труб с антикоррозионным покрытием, то есть технические способы защиты.

Защита от внутренней коррозии:

1. Технические способы защиты

Кардинальным средством борьбы с коррозионным повреждением стальных труб является замена их на пластмассовые.

В зарубежной практике для нефтегазопромысловых трубопроводов используются два вида пластмассовых труб:

- на малые давления до 1,0 МПа - из полиэтилена низкого давления (ПНД, а также из полипропилена, поливинилхлорида, полибутена, акрилонитрилбутадиона;

- на давление 4,0-6,0 МПа и выше - из композитных материалов: стеклопластиковые, бипластмассовые, армированные, термопластичные.

Полиэтиленовые трубы имеют в 7 раз меньшую массу, чем стальные. Для их монтажа не требуется тяжелого подъемно-транспортного оборудования. Они обладают большой эластичностью, высокой гладкостью, вследствие чего их пропускная способность увеличивается на 2-3%.

2.Технологическая защита трубопроводов

На нефтяных месторождениях преимущественное развитие получили однотрубные системы сбора продукции скважин. Возрастание объемов попутно добываемой воды приводит к перегрузке сборных трубопроводов и снижению их коррозионной надежности, сроков эксплуатации.

Технико-экономические показатели и надежность систем сбора нефти тесно связаны с техникой и технологией разделения продукции скважин.

В АНК "Башнефть" в качестве основного принципа технологии первичного (предварительного) разделения продукции скважин выделяется дифференцированный или путевой сброс свободной воды, то есть отбор воды во всех точках технологической схемы, где она выделяется в виде свободной фазы.

Это позволяет снизить нагрузки на сепараторы последующий ступеней, отстойники, печи, насосное оборудование, повысить их эксплуатационную надежность, а иногда и исключить из технологической схемы часть перечисленного оборудования.

• обеспечивать надежную защиту от внутренней коррозии на весь период эксплуатации труб;

• обладать химической устойчивостью к горячей воде;

• составы покрытий должны быть достаточно дешевыми и недефицитными.

• быть конкурентоспособными по сравнению с другими покрытиями;

Предприятия по выпуску эмалированных труб для систем горячего водоснабжения были созданы в городах: Пензе, Самаре, Днепропетровске, Донецке, Ижевске, Нижнем Новгороде, Волгограде, Оренбурге, Рязани, Казани и Ульяновске.

Традиционно используемые, например, для химической промышленности, эмалированные трубы по всем техническим характеристикам отвечали вышеприведенным требованиям, однако их стоимость приближалась к стоимости труб из нержавеющей стали. Высокая стоимость была связана с технологией эмалирования, при которой применялись многослойные покрытия, состоящие из грунтовых и покровных эмалей, с общей толщиной 1000 мкм и выше. Для снижения стоимости покрытий ряд научно-исследовательских институтов провел экспериментально-технологические работы по синтезу оптимальных однослойных безгрунтовых составов эмалей. В результате были получены однослойные покрытия толщиной 250 - 400 мкм. Лабораторные исследования позволили прогнозировать обеспечение защиты металла в течение длительного времени (35-40 лет) с использованием новых составов покрытий.

• чернового отжига металла труб с использованием печного ииндукционного обжига;

Технологический процесс производства эмалированных труб состоит из следующих операций:

• нанесение эмалевого шликера;

• дробеструйной очистки внутренней поверхности труб;

• оплавление шликерного покрытия в печах периодического действия или с использованием индукционного нагрева;

• сушки шликерного покрытия;

• контроль толщины и сплошности покрытия.

• охлаждение труб;

• ряд покрытий не обеспечивали эксплуатационный срок службы сетей горячего водоснабжения;

3.Особенности разработки нефтяных месторождений с недонасыщенными коллекторами.

Особенностью многих разрабатываемых пластов Западно-Сибирской нефтяной провинции является слабая нефтенасыщеность пласта, низкая проницаемость, и большая расчлененность и неоднородность. С этими факторами связаны следующие затруднения в разработке:

1. Проблема получения промышленного притока из пласта, отсутствует период фонтанирования, добыча сначала и до конца разработки механизированная.

2. Вторая проблема связана с подготовкой скважиной продукции. Уже в первые месяцы эксплуатации, скважины дают обводненную продукцию (20-30%), а это влечет дополнительные расходы на подготовку.

3. Трудности с выходом на проектный уровень нефтеотдачи,- необходимость применения густых сеток скважин, бурение боковых стволов как в варианте уплотнения сетки, так и в варианте ГС и площадных систем заводнения, ГТМ в значительных объемах, активное внедрение потокоотклоняющих технологий, увеличение давления закачки.

4. Низкая начальная нефтенасыщеность, заранее обуславливает низкую потенциальную нефтеотдачу.

5. Также необходимо качественное вскрытие продуктивного горизонта при бурении, в следствие того, что недонасыщенный коллектор начинает интенсивно насыщаться влагой бурового раствора, что приводит к резкому снижению фазовой проницаемости коллектора по нефти в ПЗП.

6. Много добывают балластной воды.

В результате получают конечный КИН около 0,25-0,3.

Все эти факторы ведут к увеличению себестоимости извлекаемой нефти. Примером данных явлений на месторождениях Западной Сибири служат Юрские отложения и отложения Ачимовской толщи.