Дисциплина 1 Разработка нефтяных месторождений. 1. Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки. Система разработки - это совокупность технологических и технических мероприятий, направленных на извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пласта, и управление этим процессом. Рациональной называют систему разработки, которая обеспечивает наиболее полное извлечение из пластов флюидов при наименьших затратах. Параметры системы разработки: 1)Параметр плотности сетки скважин 2)Удельный извлекаемый запас нефти отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин. 3) Параметр— отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин 4).Параметр — отношение числа резервных скважин к числу добывающих скважин основного фонда	2.Стадии разработки залежей нефти. I - нарастающая добыча нефти; II - стабилизация добычи нефти; III  - падающая добыча нефти; IV - поздняя стадия эксплуатации залежи.	3.Режимы разработки нефтяных месторождений. 1. Водонапорный режим – движение нефти в пласте к скважинам напором краевой воды 2. Газонапорный режим –движение нефти за счет напора расширяющегося газа 3.Режим растворенного газа- выделение пузырьков газа из нефти расширяясь вытесняют нефть из пласта. 4.Упругий режим– за счет упругого расширения горных пород 5. Гравитационный режим-нефть движется по пласту к забоям скважин под действием силы тяжести. 6. Смешанный режим –одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии.
	4.Влияние плотности сетки скважин на основные показатели разработки. Плотность сетки скважин - отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин От принятой сетки размещения скважин зависит годовая добыча нефти, жидкости, темпы их отбора; срок разработки месторождения, конечная нефтеотдача (КИН), скорость обводнения продукции скважин, динамика пластового давления и другие показатели. Определяющими факторами при выборе плотности сетки скважин являются проницаемость пласта и вязкость нефти. При низкой проницаемости выбирается более плотная сетка скважин. При более плотной сетке скважин наблюдается, с одной стороны, повышение таких показателей, как годовые отборы нефти, жидкости, темпы их отбора, уменьшение продолжительности времени разработки и повышение КИН, с другой стороны – более быстрое обводнение продукции скважин и, самое главное, увеличение стоимости проекта.
		6. Системы разработки многопластовых залежей. Существуют три системы разработки многопластового нефтяного месторождения: - система разработки «снизу вверх», при которой нефтяные пласты (залежи) вводятся в разработку последовательно,начиная с нижнего. причем тот пласт, с которого начинают разработку - система разработки «сверху вниз», при которой пласты вводятся в разработку: каждый нижележащий после разработки вышележащего. - система одновременной разработки двух и более пластов (залежей) предусматривает, что каждый из пластов разбуривается одновременно отдельной сеткой скважин
7.Порядок проектирования разработки месторождений. Назначение проектных документов. На начальном этапе сведения о месторождении получают по данным разведочных скважин и сейсморазведочных работ. Технологическими проектными документами являются: 1)Проект пробной эксплуатации- уточнение имеющихся и получении дополнительной информации для подсчета запасов УВ, добычи нефти, газоконденсата. 2)Технологическая схема опытно-промышленной разработки(ОПР) - испытания новой техники и технологической разработки, а так же ранее известных технологий, в новых геолого-промысловых условиях. 3)Технологическая схема разработки - проектный документ, определяющий с учетом экономической эффективности принципы воздействия на пласты. 4)Проект разработки основной проектный документ. Они составляются обычно после разбуривания 70% основного фонда скважин месторождения.Характеризуется большой глубиной проработки отдельных вопросов. 5)Уточненные проекты разработки составляются на поздней после добычи основных извлекаемых (более 80%) запасов в целях корректировки добывных возможностей залежей, повышения эффективности их разработки 6)Анализ разработки
	5.Системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления. 1.Законтурное заводнение – нагнетательные скважины располагают за внешним контуром нефтеносности.  2. Приконтурное - нагнетательные скважины располагаются на некотором удалении от контура нефтеносности в пределах водонефтяной части залежи 3.  Внутриконтурное заводнение - имеет целый ряд разновидностей:блоковое,осевое,центральное,кольцевое. 4.Очаговое и избирательное заводнение - для усиления воздействия на слабо выработанные участки залежи; 5. Барьерное заводнение - применяется для изоляции газовой шапки от нефтяной части залежи. 6. Площадное заводнение - нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности, установленной проектным документом на разработку.
		9.Регулирование  разработки нефтяных  залежей. Регулирование разработки нефтяных залежей-мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Методы регулирования 1. Изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин 2 Поинтервальное воздействие на ПЗС с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта 3. Увеличение давления нагнетания в скважинах. 4. Применение пакерного оборудования. 5. Циклическое воздействие на пласт
	8.Контроль за текущей разработкой нефтяных месторождений. Осущ-ся в целях: а) оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению; б) получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию. Контроль включает в себя следующие методы: 1.Промысловые методы контроля -контроль за динамикой. 2.Геофизические -за работающими интервалами, за источниками обводнения, тех.состоянием скважин. 3.Гидродинамические- за динамикой к-тов продуктивности 4.Физико-химические-определение источников обводнения.
		10.Технологические показатели разработки залежей нефти. - годовая и накопленная добыча нефти, жидкости, газа;  -годовая и накопленная закачка агента (воды);  -обводненность добываемой продукции;  -отбор нефти от извлекаемых запасов;  -фонд добывающих и нагнетательных скважин; - темпы отбора нефти;  -компенсация отбора жидкости закачкой воды; -коэффициент нефтеизвлечения текущий и конечный (проектный); -дебиты скважин по нефти и по жидкости;  -приемистость скважин; -динамика пластового давления,  -объемы бурения,  -ввод скважин добывающих и нагнетательных, -вывод скважин из эксплуатации и др.
12.Особенности разработки залежей нефти на завершающих стадиях – сокращение чисто нефтяной площади разработки, вывод добывающих скважин из эксплуатации; – в добывающей продукции большую часть занимает вода (обводненность доходит до 60–70 %), остановка добывающих скважин в связи с высоким содержанием воды (98–99 %); – снижаются дебиты скважин и общая добыча нефти; – замедление темпов снижения добычи нефти; – проведение мероприятий по сокращению добычи воды; – изменение технологических режимов работы скважин;

---

11.Характеристики вытеснения нефти, их сущность и практическое значение. Характеристиками вытеснения нефти называют построенные по фактическим данным графические зависимости накопленной добычи нефти от накопленных или текущих значений добычи жидкости или воды. Сущность: характеристики вытеснения представляют собой кривые фазовых проницаемостей для нефти и воды, построенные по промысловым, то есть фактическим данным. Исходные данные для построения характеристик вытеснения берутся из паспортов разработки объекта (или паспортов скважин, если строятся скважинные характеристики вытеснения).	2. Системы поддержания пластового давления. Технологическая схема системы ППД.  Подготовка закачиваемой воды. Требования к нагнетательной скважине и закачиваемой воде. Система ППД-комплекс технол-го обор-я для подготовки, транспортировки, закачки раб.агента в пласт с целью поддержания пластового Р и достижения максимального отбора нефти Технологические узлы:-система нагнет-х скв-н;-система трубопроводов и распределительных блоков(ВРБ);-станций по закачке агента(БКНС),оборудование для подготовки агента для закачки в пласт. Подготовка закачиваемого агента:1)осветление мутных вод коагулированием(удаление мелких взвешенных частиц,не оседающих под силой тяжести; 2)декарбонизация; 3)обзжелезивание; 4)ингибировние.	3.Освоение эксплуатационных скважин. Методы   и    способы освоения нефтяных скважин. Освоение скважины - комплекс технологических операций по вызову притока. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, т. е. давления ниже пластового. Методы освоения:  -Тартание  - это извлечение из скважины жидкости желонкой -Свабирование; -Заменаскважинной жидкости -Компрессорный -Освоение скважин закачкой газированной жидкостью: -Освоение скважиными насосами.
		4.Проектирование, диагностика и оптимизация работы установок скважинных штанговых насосов. Технологический режим работы скважин. Проектирование: 1. Задаются набором исходных данных для расчета 2. Строится кривая распределения давления по стволу скважины 3.Выбирается глубина спуска насоса. 4.Выбирается скважинный насоса. 5.Выбираются колонны НКТ 6.По кривой распределения давления определяются давление на приеме и газосодержание. 7.вычисляется коэф-т сепарации газа и трубный газовый фактор  9.Определяетсямаксимальный перепад давления,обусловленный движением продукции через всасывающий и нагнетательный клапан насоса и минимально необходимое давление на приеме насоса при откачке дегазированной жидкости. Оптимизация: изменение длины хода сальникового штока или изменением числа качаний. Диагностика: динамомерирование. Технологический режим работы:установленные на определенный период показатели эксплуатации скважины,установленные промыслово-геологической службой предприятия на период от одного до шести месяцев.При этом задаются нормы суточного отбора нефти,число дней работы,Рзаб,Рустьевое,обводненность,газовый фактор,способ эксплуатации.
Дисциплина 2. Скважинная добыча нефти. 1.Проектирование, диагностика и оптимизация работы установок электроцентробежных насосов. Основные характеристики(напорная,КПД,потребляемая мощность)ЭЦН. Вывод на режим скважин,оборудованных УЭЦН. УЭЦН-используется на заключительных стадиях разработки на высокодебитных,обводненных,наклонных скважинах с Q=25-1300м3. Проектирование: Расчет пространственных параметров Выбор интервала установки ЭЦН Выбор погружного эл.двигателя к УЭЦН Расчет распределения давления в НКТ; Расчет давления на забое,Расчет напора. Исследование:с помощью манометров для замера забойного Р или Р на приеме насоса,определение уровня жидкости в скв-не с помощью эхолота Оптимизация:изменение режима эксплуатации,промывка насоса,проведение обработок ПЗП, смена типоразмера насоса. Основные параметры:подача-обьем жидкости,перекачиваемый насосом за определенный промежуток времени,напор-высота,на которую насос может поднять жидкость. Вывод на режим:основная задача-недопущение перегрева ПЭД,кабельной линии,обеспечение отключения УЭЦН при снижении Ндин до приема насоса менее 300м.	5. Фонтанный способ добычи нефти. Условие фонтанирования. Расчет процесса фонтанирования (минимальное забойное давления фонтанирования, диаметр подъемника). Оборудование при фонтанной эксплуатации. Исследование фонтанных скважин. Регулирование дебита фонтанных скважин. Подразумевается использование скважин, подъем нефти происходит с помощью пластовой энергии. . Пластовое давление достигается двумя путями: 1)Естественное давление,производимое энергией пласта 2)Искусственное давление, достигается помещением в пласт жидких и газообразных  агентов, поддерживающих напор. Условие фонтанирования пластовое давление намного выше забойного. Регулирование:Режимы работы фонтанной скважины изменяют с помощью штуцера. Исследования проводятся как методом пробных откачек, так и по кривой восстановления забойного давления после остановки скважины.
	6. Эксплуатация малодебитных скважин. Выбор режима периодической эксплуатации скважин. Преимущества и недостатки периодического эксплуатации.Применение специальных типов штанговых насосов для эксплуатации малодебитных скважин . Эксплуатация малодебитных скважин на непрерывном режиме приводит к возрастанию себестоимости добычи нефти и становится экономически нерентабельной. Периодическая эксплуатацияПрименяется на поздней стадии разработки месторождений, когда поступление нефти из пласта происходит крайне медленно. Периодическая эксплуатация скважин даёт сокращение износа насосного оборудования. Недостатки: может возрастать обводненность и может снизится добыча.
7.Эксплуатация скважин погружными электроцентробежными насосами (ПЦЭН).Область применения и методы борьбы с осложняющими факторами. Основные функции станции управления (СУ) ПЦЭН.Исследование скважин , оборудованных ПЦЭН. Погружные центробежные электронасосы — это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые во вращение погружным электродвигателем предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси. Бывают: обычного и износостойкого исполнения. Основные показатели: подача и напор Станция управления (СУ) ПЭД - предназначена для дистанционного управления насосом, и режимом работы. Исследование: применение манометров для определения забойного давления, и с помощью эхолота. 10.Оборудование для одновременно раздельной добычи и закачки. Внедрение, освоение и эксплуатация скважин по технологиям: УЭЦН+ШГН; УЭЦН+ ШВН; ШГН+ШГН. ОРЭ пластов через одну скважину – это комплекс мероприятий, позволяющих воздействовать через одну скважину на каждый разделяемый пласт многопластового нефтяного месторождения с целью обеспечения его выработки в оптимальном режиме. Обязательные требования ко всем схемам ОРЭ - возможность раздельного освоения и пуска в эксплуатацию каждого пласта, замера дебитов нефти каждого пласта в отдельности, а также раздельного замера добываемой продукции каждого пласта на обводненность, газосодержание и исследование каждого пласта на приток нефти и газа. Работа компоновки (ШГН+ЭЦН) основана на раздельном подъеме нефти из нижнего пласта центробежным насосом, а из верхнего пласта – штанговым насосом. Компоновка ШГН+ШГН В данных компоновках сдвоенный ШГН состоит из последовательно соединенных верхнего и нижнего насосов. Нижний насос отбирает жидкость из пласта, расположенного под пакером, Верхний насос отбирает жидкость из пласта, расположенного над пакером,
	9.Схема УСШН, ее элементы и назначение. Техническая характеристика станков-качалок, скважинных штанговых насосов. 1. Наземное оборудование: 2. Подземное оборудование: насосно- Штанговые скважинные насосы ШСН обеспечивают откачку из скважин жидкости, обводненностью до 99 % , абсолютной вязкостью до 100 мПа с , содержанием твердых механических примесей до 0,5 % , свободного газа на приеме до 25 %, объемным содержанием сероводорода до 0,1 %, и температурой до 130 .
		8. Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин.Принцип действия и область применения газлифта. Технология пуска газлифтной скважины в работу и расчёт пускового давления. Исследование и оптимизация параметров работы газлифтных скважин. Газлифтная скважина – фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу.Область применения газлифта – высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической. Периодический газлифт применяется на скважинах с дебитами до 40—60 т/сут или с низкими пластовыми давлениями. Исследование: обычно методом пробных откачек.
11.Теоретическая производительность штангового насоса. Коэффициент наполнения цилиндра и определяющие его факторы. Количество жидкости, которое подает глубинный насос при постоянной работе СКН за единицу времени, называется его производительностью, т/сут. Подача насоса - V=F*Sпл где SПЛ - длина хода плунжера; F - площадь сечения плунжера. Коэф-м напонения насоса наз-ся отношение объема фактически поступающего под плунжер насоса жидкости к объему описываемого плунжером при его ходе вверх.Коэффициент наполнения насоса. B=1-kR/1+R	12.Теоретические и практические динамограммы. Исследование скважин, эксплуатируемых штанговыми глубиннонасосными установками Динамограмма – это диаграмма изменения нагрузки на устьевой шток в зависимости от его хода. Теоретическая динамограмма – это такая идеализированная динамограмма, которая не учитывает силы трения, инерционные и динамические эффекты, возникающие в реальных условиях.  Исследования проводят при установившихся режимах с целью получения индикаторной линии Q (DР) и установления зависимости дебита Q от режимных параметров установки. По результатам исследований определяют параметры пласта и устанавливают режим работы скважины. Забойное давление можно определить либо с помощью глубинных манометров, либо  по уровню жидкости с помощью эхолота.	13.Вскрытие пласта. Призабойная зона скважины. Гидродинамическое совершенство скважин. Вторичное вскрытие продуктивных пластов.Способы вскрытия продуктивных пластов Вскрытие пласта – это комплекс операций для сообщения продуктивного пласта со скважиной.Различают первичное и вторичное вскрытие пласта. Первичное вскрытие — это процесс углубления забоя скважины от кровли до подошвы продуктивного пласта. Вторичное — это создание перфорационных каналов после спуска и цементирования обсадной (эксплуатационной) колонны. Призабойная зона — это участок пласта, примыкающий к стволу скважины, в пределах которого изменяются фильтрационные характеристики продуктивного пласта Гидродинамически совершенная скважина — это скважина, которая пробурена по всей мощности эксплуатационного пласта; не обсажена трубами в пределах эксплуатационного пласта, т.е. стенка скважины равномерно проницаема для жидкости (совершенная по характеру вскрытия).
14.Теоретические основы подъема жидкости из скважины Основным процессом в добыче нефти и газа является подъем газожидкостной смеси на дневную поверхность. Подъем флюидов в стволе добывающей скважины может происходить либо за счет пластовой энергии (Епл), либо за счет пластовой и искусственно вводимой с поверхности в скважину (Еи) энергий.  Способы добычи нефти: Фонтанный; Газлифтный; Насосный. 19. Установки электродиафрагменных насосов (УЭДН) и гидравлические поршневые насосные установки(ГПНУ) для эксплуатации скважин,принцип действия и область применения УЭДН применяются если скважины сильно искревлены, наличие твердых мех примесей, когда меж ремонтный период ШГН уменьшено. По принципу действия диафрагменный насос сравним с поршневым насосом -- рабочий процесс осуществляется путем всасывания и нагнетания перекачиваемой жидкости. Гидропоршневые установки применяют : - для добычи нефти из глубоких кустовых наклонно направленных скважин в заболоченных и труднодоступных местах. Современные гидропоршневые установки способны добывать до 400-600 т/сут жидкости, позволяют эксплуатировать скважины с глубиной до 4500 м.	15.Винтовые установки (УЭВН) и струйные насосы (УСН). Принцип действия. Основные параметры установок. Область применения УЭВН и УСН УЭВН предназначены для откачки пластовой жидкости повышенной вязкости. Приводом винтовых насосов является ПЭД с частотой вращения 1500 об/мин. Состоит из наземного и подземного оборудования. Принцип действия ЭВН Прием жидкости из скважины ведется через две фильтры. В камере между винтами потоки соединяются и следуя дальше по кольцу между корпусом насоса и верхней обоймы, через предохранительный клапан проходит жидкость в шламовую трубу и попадает в НКТ. Принцип работы Рабочая жидкость под высоким давлением подается в сопло и истекает с высокой скоростью (до 300 м/с). При этом создается область разрежения и добываемая жидкость через горловину всасывается в диффузор. Диаметр диффузора в несколько раз (4-6) больше диаметра сопла, и поэтому скорость жидкости быстро падает. Происходит обратный процесс перехода кинетической энергии жидкости в потенциальную энергию ее подъема на поверхность.	16.Подача скважинной штанговой установки. Коэффициент подачи. Факторы влияющие на коэффициент подачи установки.Основные пути повышения Общее количество жидкости, которое падает насос при непрерывной работе за единицу времени, называется его производительностью. Отношение фактической производительности к теоретической называется коэффициентом подачи насоса.  Факторы влияющие на производительность насоса: 1. Влияние свободного газа. 2. Степень пригонки плунжера 3. Износ деталей глубинного насоса. 4. Негерметичность подъемных труб. 5. Влияние удлинений насосных штанг и подъемных труб. 6. Влияние числа качаний и длины хода плунжера насоса. Более целесообразно увеличивать производительность насоса путем удлинения хода плунжера при меньшем числе его ходов
	18.Ремонт скважин. Виды ремонтов (текущий и капитальный). Коэффициент эксплуатации. Межремонтный период и наработка на отказ Текущим ремонтом называются работы по восстановлению рабочего состояния техники и инструментов, а также очистные действия различных уровней скважины от наслоившихся отложений.  Капитальному ремонту скважин относятся например, как восстановление колонны, замена колец или их починка, работы над восстановлением функциональности забоя, Коэффициент эксплуатации скважин – это отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Межремонтный период-средняя продолжительность работы скважины в сутках между двумя последовательными ремонтами. Наработка оборудования скважины на отказ- средняя работоспособность скважинного оборудования с момента запуска до отказа.	17.Нагрузки, действующие на колонну штанг. Максимальные и минимальные нагрузки.Влияние вязкости скважинной продукции и кривизны скважины на максимальные и минимальные нагрузки. Нагрузки действующие на штанги:  СТАТИЧЕСКИЕ (постоянные) от силы тяжести штанг и жидкости, а также от сил трения  штанг о трубы и плунжера о цилиндр (или корпус) насоса, · ДИНАМИЧЕСКИЕ (переменные) – инерционные – силы инерции движущихся масс, вибрационные. При добычи вязких нефтей нагрузка на колонны штанг увеличивается. Нагрузку на колонны штанг измеряют с помощью динамографа.

---

---

11. Классификация промысловых трубопроводов. Основные формулы для гидравлического расчета трубопроводов, транспортирующих однофазную жидкость.

Трубопроводы, транспортирующие продукцию скважин на нефтяных месторождениях, подразделяются:

1) по назначению – на нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, нефтегазоводопроводы и водопроводы (водоводы);

3) по рабочему давлению – на трубопроводы высокого (6,4 МПа и выше), среднего (1,6 МПа) и низкого (0,6 МПа) дав­ления;

4) по способу прокладки – на подземные, надземные, наземные и подводные;

5) по функциональному назначению – на выкидные линии, идущие от устьев сква­жин до групповой замерной установки; нефтяные, газовые, водя­ные и нефтегазоводяные сборные коллекторы; товарные нефтепро­воды;

2.Классификация методов увеличения нефтеотдачи. Назначение методов и их общая характеристика

Гидродинамические методы: - изменение направления фильтрационных потоков; - вовлечение в разработку недренируемых запасов; - нестационарное (циклическое) заводнение; - форсированный отбор жидкости.

Физико-химические методы: - вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы); - вытеснение нефти растворами полимеров;- вытеснение нефти композициями химических реагентов,

Газовые методы: - воздействие на пласт двуокисью углерода; - воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ); - воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.

Тепловые методы: - паротепловое воздействие на пласт; - внутрипластовое горение; - вытеснение нефти горячей водой; Волновые (вибросейсмические, электромагнитные, акустические).

6. Применение мицеллярных растворов для повышения нефтеотдачи

Механизм процесса

При рассеянной остаточной нефтенасыщенности заводненной пористой среды перед фронтом вытеснения мицеллярным раствором разрозненные глобулы нефти сливаются, образуется вал нефти, а за ней – зона повышенной водонасыщенности. Для вытеснения оторочки МР вслед за ним в пласт закачивают полимерный раствор, а затем воду. Нефтяной вал вытесняет только нефть, пропуская через себя воду. МР, следующий за водяным валом, увлекает оставшуюся от нефтяного вала нефть и вытесняет воду.Технология:Экспериментально установлено что обьем оторочки 3-5 % обьема порового пространства и 40-50% обьема пор буферная оторочка.

---

Дисциплина 8

1. Характеристики и классификация эмульсий. Причины образования и свойства водонефтяных эмульсий. Негативное влияние высоковязких эмульсий на процессы добычи, транспорта и подготовки нефти.

Эмульсия – это дисперсный состав, представляющий собой соединение двух взаимно нерастворимых веществ, одно из которых (дисперсная фаза) равномерно распределено в другом (дисперсной среде) в виде мельчайших капель. 

Причиной образования нефтяных эмульсий является эф¬фективное перемешивание нефти с пластовой водой в стволе скважин при подъеме ее на поверхность земли и при дальней¬шем движении по промысловым коммуникациям.

различают эмульсии трех типов:

1.эмульсии обратного типа

(вода в нефти)

во¬де (нефть в воде).

3. «множественные» эмульсии,

в которых дисперсная фаза сама является эмульсией, содержащей глобулы другой фазы

Дисперсность эмульсий - это степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсной среде.

Вязкость эмульсии не равна сумме вязкости воды и нефти.

5. Состав и свойства АСПО. Механизм формирования АСПО. Факторы, влияющие на образование АСПО. Общая характеристика методов удаления и предотвращения АСПО.

Состав АСПО:

Состав АСПО:

Конденсированных парафино-нафтеновых углеводородов в АСПО — 30-95 % масс.;

•Смолисто-асфальтеновых веществ (САВ) в АСПО — 5-70 % масс.;

•Связанная нефть в АСПО - до 50 % масс.

Факторы, влияющие на образование АСПО:

уменьшение давления в области забоя и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;

интенсивное газовыделение;

снижение температуры в пласте;

изменение скорости движения газожидкостной смеси;

соотношение объёмов фаз.

Предупреждение делится на: -использование гладких покрытий; -физические; -химические.

Удаление делится на: -тепловые; -механические; -химические.

6.Химические методы удаления и предотвращения образования АСПО.Преимущества и недостатки.

Способы предотвращения:

1.Ингибирование с помощью химических реагентов (ингибитор АСПО) 2.Антиадгезионные покрытия внутренней поверхности технологического оборудования

Химические методы борьбы с АСПО включают в себя использование

различных реагентов, полимеров, ПАВ

Наряду с высокой эффективностью данный способ имеет большие экономические затраты

---

Смотрите также файлы

• Ед. Измерения.doc

• Международная практика и эффективность введения валютных ограничений.doc

• Национальная безопасность России. Основы мобилизационной подготовки и мобилизации здравоохранения.rtf

• Корней Иванович Чуковский ( 19 марта 1882 г. 28 октября 1969 г.).docx

• Урок 13. Куда текут реки Перечень вопросов, рассматриваемых на уроке Куда текут реки Строение реки.docx