,

Предотвращение образования АСПО

1) покрытие поверхности гидрофильным слоем вещества

2) использование реагентов, являющихся ингибиторами парафиновых отложений депрессаторы, смачиватели и модификаторы)

---

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.

---

---

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