На нефтяных месторождениях сравнительно часто приходится увеличивать пропускную способность сборных коллекторов в связи с подключением новых скважин или увеличением производительности существующих скважин, подающих продукцию у УПН.

Увеличения пропускной способности сборных коллекторов можно достичь несколькими путями: 1) снижением вязкости перекачиваемой нефти, подогревая ее; 2) подачей в поток обводненной нефти на автоматизированной групповой замерной установке поверхностно-активных веществ (ПАВ) в результате чего происходит инверсия эмульсии и внешней фазой становится вода, имеющая меньшую вязкость, чем нефть; 3) прокладкой параллельного нефтепровода (лупинга); 4) повышением давления на устьях скважин или установкой дополнительного насоса (на ДНС), работающего параллельно с основным; 5) комбинацией перечисленных способов.

Вопрос о том, какой из этих методов следует принять для увеличения пропускной способности данного конкретного сборного коллектора, решается в конечном счете сопоставлением технико-экономических показателей различных вариантов.

2. Назовите причины образования и отложения парафина в нефтепроводах.

Основные факторы, влияющие на образование парафиновых отложений на стенках труб:

Состояние поверхности труб. Шероховатость стенок труб способствует выделению газа из нефти, в результате чего растворимость парафина в нефти ухудшается и интенсивность отложений увеличивается.

Растворяющая способность нефти по отношению к парафиновым соединениям. Практикой установлено, что чем тяжелее нефть, тем хуже она растворяется в парафиновых соединениях, следовательно интенсивнее могут образовываться в такой нефти парафины и отлагаться на стенках труб.

Концентрация парафиновых соединений в нефти. Чем выше концентрация этих соединений, тем интенсивнее будет отложение парафинов при всех прочих равных условиях.

Температура кристаллизации парафинов. Как известно, кристаллизация парафинов, т. е. образование твердой фазы, происходит при разных температурах. Для парафинов, кристаллизирующихся при высокой температуре, образование и отложение их на стенках труб наступает раньше, чем для парафинов, кристаллизирующихся при низких температурах.

Темп снижения давления в потоке нефти. Чем больше перепад давления, тем интенсивнее происходят образование и выделение из нефти новой фазы – газа, способствующего понижению температуры нефтегазового потока. Кроме того, разгазирование нефти влечет за собой выделение легких фракций, являющихся наилучшим растворителем парафиновых соединений.

Электризация глобул воды, газовых включений и твердых парафиновых частиц в нефтегазоводяном потоке.

Скорость нефтегазового потока. Было доказано, что чем ниже скорость потока, т.е. чем меньше дебит скважин, тем больше величина парафиновых отложений.

Наличие в нефти воды и деэмульгаторов, вводимых для разрушения нефтяных эмульсий.

Через замер АГЗУ за 15 минут прошло 4,7 м3. Рассчитать суточный дебет.

Ответ: 451,2 м3/сут

Билет №24

1. Какие требования предъявляются к качеству пресной воды.

Для успешного осуществления процесса заводнения к качеству воды предъявляются определенные требования. Механические примеси и микроорганизмы, содержащиеся в нагнетаемой воде, заиливают поверхность фильтрации и закупоривают поровые каналы продуктивного пласта, снижая приемистость нагнетательных скважин. В тех случаях, когда для заводнения пластов, насыщенных сероводородной жидкостью применяется вода, содержащая железо и кислород, в пористой среде может происходить окисление с образованием твердых осадко гидратов закиси и окиси железа, сульфида железа и элементарной серы. Согласно существующим правилам и инструкциям, вода, предназначаемая для закачки в пласты, должна содержать не более 2мг/л взвешенных твердых частиц и 0,3 мг/л железа. Качество воды для заводнения следует нормировать для каждого конкретного месторождения с учетом коллекторских свойств пластов и применяемого метода заводнения. Кроме механических примесей, в закупорке пор продуктивных пластов активное участие принимают также различные микроорганизмы и водоросли, находящиеся в нагнетаемой воде. Установлено, что активная деятельность сульфатвосстанавливающих бактерий возникает через год после начала закачки воды в пласты. При этом бактерии способны почти полностью восстанавливать сульфаты, имеющиеся в закачиваемой воде, и образовывать до 100 мг/л сероводорода. Пресная вода, закачиваемая в залежь, иногда является главной причиной ухудшения коллекторских свойств пластов в связи с разбуханием глинистых материалов, входящих в состав пород. При значительном количестве глин в пласте целесообразно использовать для заводнения не пресные, а минерализованные воды, которые практически не вызывают разбухания глин, а следовательно , и не уменьшают поглотительной способности нагнетательных скважин.