госы_1 / 37

Билет №37

1.Причины разрушения прискваженной зоны пласта при добычи нефти.

Разрушение призабойной зоны пласта — вынос частиц пес­ка и цементирующего материала породы, обусловлено чрезмер­но большим градиентом давления на забое скважины при ее эксплуатации. Известно, что силы сцепления между частицами, слагающи­ми пористую среду, могут быть ослаблены под действием гради­ентов давления, возникающих при движении газа к забою сква­жины. Если градиент давления превышает некоторую макси­мально допустимую величину, разрушается призабойная зона скважины и твердые частицы выносятся на ее забой. Если скоро­сти восходящего потока газа в стволе скважины достаточно вы­соки, частицы выносятся на поверхность. Вынос твердых частиц из пласта может привести к разруше­нию забоя, образованию песчаных пробок, а также к истиранию колонны подъемных труб и поверхностного оборудования. Иног­да из-за разрушения оборудования возможны большие утечки газа, открытые газовые фонтаны или грифоны. Практика разработки месторождений показывает, что неболь­шое количество песка, выносимого при исследовании скважин или кратковременных ее продувках, не оказывает существенного вреда. Образование конусов подошвенной воды или преждевре­менный прорыв краевой воды в скважины может существенно снизить проницаемость призабойной зоны и даже прекратить поступление газа в скважину. Возможность преждевременного обводнения скважины опре­деляется в основном расстоянием от забоя до зеркала подошвен­ных вод или до контура краевых вод, проницаемостью пласта по вертикали и горизонтали, степенью неоднородности коллекторов и режимом эксплуатации скважины. Существуют некоторый оп­тимальный режим и определенная степень вскрытия пласта, по­зволяющая обеспечить предельный безводный дебит скважины. В случае прорыва на забой подошвенной воды необходимо на определенное время закрыть скважину, а затем эксплуатиро­вать ее при дебитах, не допускающих образования конусов (эксплуатация на предельном безводном дебите). Про­рыв контурных вод, как правило, нельзя устранить простым за­крытием скважины. Обычно для этого в скважине проводят спе­циальные работы по изоляции обводнившихся пропластков.

2.Технологии дегидратации нефти.

Чаще вода в сырой нефти находится в диспергированном состоянии в виде эмульсии воды в нефти. Имеются две разновидности таких эмульсий: механические нестабилизированные и и стабилизированные поверхностно-активными веществами.

Это различие эмульсий являются весьма существенным при обезвоживании нефти.

Вода из нестабилизированных эмульсий сравнительно легко отделяется путем обычного отстаивания, а также путем отстаивания с умеренным обогревом. Для отделения воды из стойких мелкодисперсных стабилизированных эмульсий требуются более сложные приемы, такие как интенсивное нагревание, химическая обработка, электрическая обработка, а также комбинирование этих приемов.

К механическим способам обезвоживания относятся: отстаивание, центрифугирование и фильтрация.

Химическое обезвоживание нефти в современной нефтяной промышленности наиболее широко применяются химические

методы обезвоживания нефти. Основным элементом таких методов является разрушение эмульсий воды в нефти при помощи химических реагентов.

Теплохимическое деэмульгирование

Теплохимические методы снижают прочность бронирующих оболочек или полностью их разрушают, что ускоряет и удешевляет процессы разделения нефтяной эмульсии.

3.Особенности разработки нефтяных месторождений на завершающей стадии.

Четвертая стадия - завершающая - характеризуется:

- малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Т_дн (в среднем около 1% );

- большими темпами отбора жидкости Т_дж (водонефтяные факторы достигают 0,7 7 м³/м³);

высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%);

- более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4  0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);

отбором за период стадии 10  20% балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15  20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.