госы_1 / 57

БИЛЕТ № 57

1)Системы защиты УЭЦН от солеотложений.

А) Одним из безреагентных способов повышения работоспособности глубиннонасосного оборудования в условиях солеотложения может быть применение различных покрытий поверхности оборудования, соприкасающегося с жидкостью, например, покрытие внутренней поверхности НКТ стеклом, эмалями и лаками, покрытие пентапластом или изготовление из полиамидных составов с покрытиями эпоксидной смолой, фторопластом, лентапластом с графитом и алюминием рабочих поверхностей центробежных колес и направляющих аппаратов ЭЦН. В условиях интенсивного отложения солей одновременно с покрытиями целесообразно применять химические реагенты.

Б) В ряде случаев конструктивные изменения в компоновке глубиннонасосного оборудования позволяют замедлить отложение солей, например, спуск хвостовиков до интервала перфорации. Считается, что повышение скорости потока способствует выносу воды с забоя скважины, что препятствует отложению гипса в эксплуатационной колонне.

В) Метод катодной защиты (МКЗ) – обработка поверхности труб магниевыми стержнями. Широко распространен на внутрипромысловых трубопроводах. Сейчас применяется в УЭЦН. Очень эффективный метод – магниевое покрытие препятствует кристализации на рабочем колесе образующегося осадка неорганических солей.

Г) Применение химреагентов – ингибиторов реакции; замедляющих выделение осадка солей, реагент покрывает микрокристаллические ядра образующегося осадка, замедляет их рост и удерживает в растворе во взвешенном состоянии. ( Применяется в виде обработок; также используются блоки ингибиторов, которые подвешиваются под прием насоса).

Д) Максимальная совместимость минералогического состава закачиваемых вод и пластовых.

2)Схема установки подготовки воды и нефти, применяемая при большом обводнении продукции скважин (> 50%)

Рис.6.3. Схема установки подготовки воды и нефти, применяемая при большом обводнении продукции скважин (>50%): 1 — промысловый сборный коллектор; 2 — сепаратор-депульсатор;3-регулятордавления"досебя";4 - регулируемый штуцер; 5 - сепаратор; 6 - сырьевые резервуары; 7 - распределительный коллектор; 8, 22 - резервуары-отстойники; 9, 18, 19, 21, 24 -центробежные насосы; 10дозировочный насос для подачи ПАВ;11 — теплообменники; 12 — сепараторы-деэмульсаторы; 13 — каплеобразователь; 14 — эжектор; 15 - отстойники; 16 смеситель; 17товарные резервуары;20 - водопровод; 23 - емкость для нефти

Выделившиеся газы в сепараторе-депульсаторе 2 и в сепараторе 5 направляются в эжектор 14, где они смешиваются и далее транспортируются на КС или на ГПЗ.

Нефтегазоводяная смесь по сборному коллектору 1, идущему с промысла, поступает в сепаратор-депульсатор 2, конструкция которого может быть самой разнообразной. В сепараторе-депульсаторе 2 поддерживается постоянное давление порядка 0,5 МПа с помощью регулятора давления "до себя" 3. Нефтеводяная смесь из сепаратора-депульсатора 2 проходит через регулируемый штуцер 4 и направляется в сепаратор 5, в котором также поддерживается постоянное низкое давление (0,01 МПа) за счет отбора газа эжектором 14.

Выделившиеся газы в сепараторе-депульсаторе 2 и в сепараторе 5 направляются в эжектор 14, где они смешиваются и далее транспортируются на КС или на ГПЗ.

Нефтеводяная смесь из сепаратора 5 самотеком направляется под уровень воды в распределительный коллектор 7 сырьевых резервуаров 6, имеющих плавающие крыши (или понтоны), предотвращающие потери легких фракций нефти и контакт пластовой воды с кислородом воздуха. Из сырьевых резервуаров 6 нефть самотеком за счет разности в уровнях перетекает в резервуар-отстойник 8, из которого забирается центробежным насосом 9 и через теплообменники 11 направляется в сепараторы-деэмульсаторы 12. В сепараторах-деэмульсаторах 12 нагревается эмульсия за счет теплоты, получаемой от стенок жаровых труб при сжигании газа в топке. Для интенсификации разрушения эмульсии в системе теплообменники 11 - деэмульсаторы 12 на прием центробежного насоса 9 дозировочным насосом 10 подается ПАВ.

Выделившийся при нагреве из нефти газ в деэмульсаторе 12 отводится на эжектор 14 и транспортируются на ГПЗ.

Горячая нефть из деэмульсаторов 12 под собственным давлением подается в межтрубное пространство теплообменников 11 для подогрева сырой нефти, протекающей по трубкам этих теплообменников. Горячая нефть, пройдя теплообменники, охлаждается, а холодная (сырая нефть) нагревается. Охлажденная нефть направляется в каплеобразователь 13, где происходит дополнительное отделение нефти от воды, поступающих в отстойники 15. Из отстойников 15 вода сбрасывается через теплообменники 11, в которых пресная вода нагревается, а затем поступает на прием насоса 19. Насос 19 подает пресную воду в смеситель 16, служащий для интенсивного перемешивания нефти с этой водой и "вымывания" оставшихся в нефти солей. Обессоленная нефть в виде смеси с пресной водой поступает в товарные резервуары 17 для разделения (отстоя). Нефть из товарных резервуаров, имеющих: плавающие крыши, забирается насосами головных сооружений 18 и подается на НПЗ, а вода отводится в канализацию. Для интенсификации разрушения нефтяной эмульсии из отстойников 15 и деэмульсаторов 12 по водопроводу 20 перед регулируемым штуцером 4 вводится теплая пластовая вода, содержащая ПАВ.

Пластовая вода из сырьевых резервуаров 6 и резервуара-отстойника 8 сбрасывается в резервуар 22 для окончательного отстоя ее от капелек нефти. Скопившаяся в резервуаре 22 нефть самотеком поступает в емкость 23, из которой забирается насосом 24 и подается в сепаратор 5.

На рис.6.3 резервуары 6, 8 и 22 имеют отметки рельефа местности соответственно ±0, минус 6 и минус 15 для того, чтобы жидкость самотеком транспортировалась из одного резервуара в другой.

Если отметки рельефа местности равны или не соответствуют указанным, то

для транспортирования жидкостей из одного резервуара в другой следует устанавливать насосы.

Пластовая вода из резервуара 22 перекачивается насосом 21 и попадает на КНС, а из последней - в нагнетательные или поглощающие скважины.

Так работает установка подготовки нефти и воды на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. Из описания видно, что здесь отсутствуют песколовки, ловушки нефти, пруды-отстойники и фильтрационные установки, на сооружение которых раньше тратились большие суммы денег и много времени.

Кроме того, в описанных установках нефть и вода не контактируют с кислородом воздуха и исключено газовое пространство в резервуарах, благодаря плавающим крышам, а это значит, что в какой-то мере снижена интенсивность коррозии оборудования и исключены потери легких фракций нефти.

На поздней стадии разработки месторождений, применяя внутритрубную деэмульсацию, можно получить разрушенные нефтяные эмульсии в самой нефтесборной системе, тогда, естественно, отпадает необходимость в установке теплообменников 11, сепараторов-деэмульсаторов 12, каплеобразователей 13 и отстойников 15, что существенно сокращает расходы на подготовку нефти и воды. Внутритрубнаядеэмульсация целесообразна на месторождениях со сравнительно легкой нефтью, лишенной или имеющей небольшой процент асфальтенов и смол, а также с пластовой водой, водородный показатель которой рН=7,5 и выше, т.е. в щелочной среде. Подготовка нефти и воды осуществляется по очень простой схеме, без подогрева нефтеводяной смеси, а разделяется эта смесь на нефть и воду в сырьевых резервуарах 6, резервуарах-отстойниках 8 и товарных резервуарах 17.

3)Термические методы увеличения нефтеотдачи.

1. Вытеснение нефти из пласта горячей водой и паром - Горячую воду и пар (иначе теплоносители) получают в парогенераторах (котлах) высокого давления и закачивают в пласт через нагнетательные скважины специальной конструкции и со специальным оборудованием.

2. Метод тепловых оторочек - в пласте создается нагретая область (тепловая оторочка), которая перемещается от нагнетательной скважины к добывающим под воздействием закачки в пласт холодной воды.

3. Пароциклическая обработка добывающих скважин - в добывающую скважину в течение 15-20 суток закачивают пар в объеме 300-100т на 1м толщины пласта. Затем закрывают скважину на 10-15 суток для перераспределения теплоты, противоточного капиллярного вытеснения нефти из низкопроницаемыхпропластков (НП). Далее скважину эксплуатируют до достижения предельного рентабельного дебита в течение 2-3 месяцев. Полный цикл длится 3-5месяцев. Обычно проводят 5-8 циклов за 3-4 года с увеличивающейся продолжительностью каждого цикла.

4. Вытеснение нефти с применением внутрипластового горения - Метод основан на способности углеводородов (в данном случае нефти) вступать в реакции с кислородом, сопровождающиеся выделением больших количеств тепла. Различают:

• Сухое - При перемещении фронта горения в качестве топлива расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения.

• Влажное - закачиваемая наряду с воздухом в определенных количествах вода, испаряясь в окрестности фронта горения, переносит генерируемое тепло в область впереди него, в результате чего в этой области развиваются обширные зоны прогрева.

5. Метод термогазового воздействия - как и при внутрипластовом горении продукты окисления азот, двуокись углерода, а также легкие фракции нефти являются вытесняющим газовым агентом, смешивающимся с нефтью, и обеспечивают увеличение ее подвижности.

6. Применение биополимеров для увеличения нефтеотдачи- – изменение реологических свойств закачиваемых жидкостей.