7. Физические методы предупреждения образования АСПО. Технические средства и технологии использования. Механизм действия. Тепловые методы удаления АСПО. Технологии и технические средства.
Методы, относимые к физическим, основаны на воздействии механических и ультразвуковых колебаний (вибрационные методы), а также электрических, магнитных и электромагнитных полей на добываемую и транспортируемую продукцию.
Тепловые (термические)методы – промывка горячей нефтью, промывка горячей водой с добавлением поверхностно-активных веществ (ПАВ), прогрев НКТ паром, использование стационарно установленных (проточных) или погружных электронагревателей; К тепловым методам относится пропарка труб при их подъеме на поверхность с помощью передвижной паровой установки(ППУ), однако это малоэкономично.
3. Основные причины снижения проницаемости в процессе эксплуатации скважин. Выбор скважин для обработки призабойной зоны пласта.
Основные причины: Глушение скважины;
Некачественное освоение;
Отложения смолопарафиновых соединений;
Химическую и биологическую кольматацию;
Закачку в пласт воды при заводнении с превышением допустимых норм по механическим примесям
Выбор скважин для обработки в большей степени определяется величиной остаточной нефтенасыщенности, близостью остаточных запасов нефти к забою добывающей скважины.Перед началом работ определяются реагирующие скв-ны,проводятся ГИС.
6.Кислотная обработка под давлением. Поинтервальная или ступенчатая солянокислотная обработка призабойной зоны пласта. Область применения, механизм воздействия.
Кислотная обработка под давлением применяют с целью продавки кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта. Проводят с применением пакера.
Поинтервальная СКО применяется для необработанных, ухудшенных пропластков.
Ступенчатые обработки целесообразно в скважинах после выхода их из бурения или в начальный период эксплуатации.
9.Тепловая обработка призабойной зоны пласта (закачка нагретого жидкого теплоносителя, электротепловая обработка).
Тепловая обработка призабойной зоны скважины (ПЗС) целесообразна при добыче тяжелых вязких нефтей или нефтей с высоким содержанием парафина и асфальтосмолистых компонентов (более 5 - 6%). Скважины должны быть неглубокими.
Призабойную зону скважины прогревают двумя способами:
- закачкой в пласт на некоторую глубину теплоносителя - насыщенного или перегретого пара, растворителя, горячей воды или нефти;
- спуском на забой скважины нагревательного устройства - электропечи или специальной погружной газовой горелки.
Дисциплина 6
Автоматизированные системы обслуживания объектов добычи нефти
2. Функции автоматизации скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами. Автоматическая защита от аварий и разрушений
Автоматизация скважины, оборудованной штанговым насосом заключается в автоматическом управление электродвигателем станка-качалки в аварийных случаях, отключение электродвигателя по импульсу от электроконтактного манометра при аварийных ситуациях и самозапуск станка-качалки после перерыва в подаче электроэнергией.
Система автоматизации в общем случае может иметь трехуровневую структуру - нижний, средний и верхний уровни
Нижний уровень – датчики
Средний уровень – станции управления
Верхний уровень – программное обеспечение, серверы
7. Обеспечение безопасной эксплуатации автоматизированных установок подогрева нефти при её технологическом обезвоживании и обессоливании.
Комплекс приборов обеспечивает:
-автоматическое регулирование температуры теплоносителя в сосуде, давления топливного газа перед горелкой и запальником;
-технологический контроль за температурой, давлением, уровнем;
-сигнализацию в операторный пункт о недопустимом повышении температуры в сосуде подогревателя.
Кроме того, позволяет автоматически прекращать подвод газа к горелкам при погасании пламени запальника и горелки, повышении и понижении давлении газа, повышении давления в змеевике, увеличении температуры теплоносителя.
10. Объекты автоматизации в нефтегазовой отрасл
Объектами автоматизации могут быть: цеха добычи и перекачки нефти и газа, пункты сбора и подготовки, кустовые насосные станции, нефтегазосборные сети, нефте- и газопроводы, установки подготовки газа, установки пожаротушения, нефтебазы, насосные станции, склады ГСМ, пункты сдачи нефти, объекты транспорта нефти, объекты нефтепереработки, объекты электроснабжения.
Дисциплина 7
Системы сбора и подготовки скважинной продукции
3. Основные процессы подготовки нефти. Показатели качества товарной нефти.
Основными процессами подготовки нефти является:
Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от нефти.
Под обезвоживаниемв нефтепромысле понимают разрушение водонефтяной эмульсии
Обессоливание
Стабилизации нефти понимается отделение от нее легких фракций.
Показатели качества:
1.Физико-химические свойства: плотность; вязкость; фракционный состав.
2.Эксплуатационные свойства: характеризуют полезный эффект от использования нефтепродукта по назначению; определяют область его применения
6. Технологическое оборудование системы подготовки нефти до товарных качественных характеристик. Контроль качества товарной продукции в соответствии с требованиями ГОСТов.
Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле:
1-нефтяная скважина;2- автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ);3-дожимная насосная станция (ДНС);4-установка очистки пластовой воды;5-установка подготовки нефти;6-газокомпрессорная станция;7-центральный пункт сбора нефти, газа и воды;8 - резервуарный парк
Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.
Потребительские показатели качества нефтепродуктов в России определены государственным стандартом ГОСТ 1510-84 «Нефть и нефтепродукты».
1) м Доля воды 0,5%; соли 100 мг/дм3; мас доля мех примесей 0,05;
2) мас доля воды 0,5%, соли 300; мех примесей 0,05
3)мас доля воды 1; соли 900; мех примесей 0,05
9.Дожимные насосные станции (ДНС). Особенности эксплуатации ДНС при добыче высоковязких нефтей.
ДНС могут производить:
•перекачку водогазонефтяной эмульсии по нефтепроводу мультифазными насосами,
•проводить предварительную подготовку скважинной продукции - сепарацию (сброс) воды и попутного нефтяного газа (ПНГ) с закачкой в нефтепровод обезвоженной и дегазированной нефти,
•осуществлять закачку воды в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления.
Параметры работы ДНС:
1) Объем откачанной на УПН(установка подготовки нефти) жидкости.2) Объем поступившей на ДНС жидкости3) Объем сборшенной в поглощение воды.4) Давления на приме насосов, на выкиде.5) Обводненность поступающей, откачанной на УПН жидкости.
6) Температуры рабочих агрегатов (насосов)7) Загрузки насосовНасосы: ДНС оснащаются насосами ЦНС (центробежные насосы) различной производительности от ЦНС-60 до ЦНС-3000.
12. Автоматические устройства по замеру продукции скважин. Принцип работы расходомера, влагомера.
Замеры продукций скважин происходит в АГЗУ, с помощью расходомера ТОР.
Расходомеры ТОР-1 предназначаются для измерения жидкости вязкостью не более 80 сСт. Расходомеры ТОР-1 обеспечивают как местный отсчет показаний, так и передачу показаний при помощи электромагнитного датчика на БМА.
Принцип работы: жидкость проходит через крылчатку, вращательное движение крыльчатки передается через понижающий редуктор и магнитную муфту на механический счетчик со стрелочной шкалой, данные передаются на блок
Определение содержания воды происходит с помощью волномера. Принцип действия такого влагомера заключается в измерении емкости конденсатора, образованного двумя электродами, погруженными в анализируемую водонефтяную смесь.
4.Повышение нефтеотдачи пластов на основе закачки ПАВ
Применение ПАВ способствует отмыву пленочной нефти, гидрофилизации поверхности горной породы, снижению набухаемости глинистых пород. Большинство нефтей в пористой среде обладают аномальной вязкостью. ПАВ адсорбируется на структурообразующих компонентах нефти и ослабляют взаимодействие между ними. Это ведет к существенному снижению вязкости нефти.Применение метода в карбонатных коллекторах эффективнее, чем в терригенных.
Метод не рекомендуется использовать при высокой вязкости нефти (вязкость нефти предельная 25 мПа*с), температуре более 70 градусов так как разрушается ПАВ, при высокой обводненности пласта, свыше 70 %, в неоднородных пластах.
7. Применение полимерного и термополимерного воздействия на пласт
Полимерное воздействие пластов является одним из основных физико-химических методов увеличения нефеотдачи. Егоо применение основано на способности полимера даже при малых концентрациях снижать соотношение вязкости нефти и воды (μ0=μ₂/μ₁) и уменьшать подвижность последней в высокопроницаемых пропластках, выравнивая продвижение водонефтяного контакта
3.Причины и условия образования солеотложений в скважинном оборудовании и призабойной зоне пласта. Предотвращение солеотложений в скважинном оборудовании и призабойной зоне пласта.
Опреснение пластовых вод приводит, на ряде месторождений, к образованию гипсовых отложений.
Способы предотвращения солеотложений: Технологические способы
То есть, изменение забойного давления путем изменения типоразмера ЭЦН и (или) глубины спуска; выбор и подготовка агента (воды) в системе ППД.
Физические способы предотвращения
включают в себя обработку потока добываемой жидкости магнитными, электрическими и акустическими полями.
Химический метод
основан на применении ингибиторов, которые по типу действия делятся на хелаты, кристаллоразрушающие и пороового действия.
4. Применение ингибиторов солеотложений. Отечественные ингибиторы солеотложений. Выбор ингибитора солеотложений. Техника и технология применения ингибиторов отложений солей.
Три типа ингибиторов:
хелаты - вещества, способные связывать солеобразующие катионы и препятствовать их взаимодействию с солеобразующими анионами;
ингибиторы «порогового» действия, добавление которых в раствор препятствует зарождению и росту кристаллов солей;
кристаллоразрушающие ингибиторы, не препятствующие кристаллизации солей, а лишь видоизменяющие форму кристаллов.
В качестве химических реагентов, препятствующих кристаллизации малорастворимых неорганических солей эффективно используются комплексоны.
8. Влияние механических примесей на работу нефтяных насосов. Допустимая концентрация при работе УШГН, УЭЦН, УЭВН. Методы борьбы с механическими примесями.
.Высокая концентрация механических примесей в продукции скважин является главной причиной преждевременного износа и отказа скважинного оборудования, что приводит к росту издержек и снижению рентабельности производства.
Допустимые концентрации механических примесей при эксплуатации механизированным способом не должны превышать 0,3 г/л.
Способы предотвращения:
техническим методам относится установка различных видов фильтров в интервале перфорации. Технологические это снижение депрессии на пласт, улучшение качества технологических растворов глушения, промышленных жидкостей и т.д.
|
|
Скачать 81.22 Kb.