29.Обессоливание и стабилизация нефти.

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).

Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.

Обессоливание

  Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой и растворены соли. При смешении с пресной водой соли распределяются по всему ее объему и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается.

При обессоливании содержание солей в нефти доводится до величины менее 0.1 %.

Стабилизация

  Под процессом стабилизации нефти понимается отделение от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке.

Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации. При горячей сепарации нефть сначала нагревают до температуры 40 ... 80 ⁰С, а затем подают в сепаратор. Выделяющиеся при этом легкие углеводороды отсасываются компрессором и направляются в холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конденсируются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод.

При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной стабилизационной колонне под давлением и при повышенных температурах (до 240 °С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и перекачивают на газофракционирующие установки или на ГПЗ для дальнейшей переработки.

К степени стабилизации товарной нефти предъявляются жесткие требования: давление упругости ее паров при 38 °С не должно превышать 0.066 МПа (500 мм рт. ст.).

30.Глубиннонасосная эксплуатация месторождения.

С Ильшатом спрашивали насчет этого – Крылов сказал, что здесь нужно упомянуть, что до него ивлекали нефть с поверхности. Он предложил рыть самопонижающиеся колодцы. На дне которых находился человек, который зачерпывал нефть и также он предложил систему вентиляции с места добычи.

31.Сепарация газа от нефти.

32.Методы повышения нефтеотдачи продуктивных пластов: гидроразрыв и солянокислотная обработка. Коля

33.Ликвидация скважин.

В ликвидируемых скважинах в определенном порядке должны быть установлены цементные мосты и надлежащим образом оборудовано устье скважины. Основой ликвидации является заполнение ствола скважины землей или жидкостью плотностью, позволяющей создать на забое давление на 15 % более пластового (при отсутствии поглощения). Места расположения цементных мостов высотой 50—100 м определяются в зависимости от причин ликвидации скважины и отражаются в соответствующих инструкциях.

При ликвидации скважин, в которых вскрыты нефтегазово-допроявляющие пласты не разрешается демонтировать колонные головки. При этом заглушки должны быть рассчитаны на давление опрессовки колонны.

После завершения работ по ликвидации скважины геологическая служба организации-исполнителя обязана составить справку, в которой должны быть отражены фактическое положение цементных мостов и результаты их испытаний, параметры жидкости в стволе, оборудование устья скважины, наличие и состав незамерзающей жидкости в приустьевой части ствола скважины (где это необходимо).

Ликвидация СКВ – полное прекращение всех работ в сКВ

Пользователь предоставляет все материалы на СКВ с начала разработки и до ее окончания.

Причины ликвидации скважин

1. СКВ выполнила свое назначение

• вполнены задачи, предусмотренные проектом

• достигшие нижних пределов дебитов, предусмотренных проектом, обводненные пластовой водой и не имеют объектов возврата. Невозможно использовать в другом ключе

• СКВ, пробуренные для опытных и опытно-технолог работ

• СКВ, переведенные из добывающих в контрольные, необходимость использования которых пропадает

2. геологич причины(ответственность несет главный геолог)

• СКВ, доведенные до проектной глубины, но оказавшиеся в неблагоприятных условиях(нет коллектора)

• Прекращение бурения из-за нецелесообразности ведения дальнейших работ

• СКВ, не доведенные до проектной глубины и не вскрывшие продуктивный горизонт из-за несоотв проекта геол строению

3. технич причины(ответственность несет главный инженер)

• СКВ с открытыми фонтанами и пожарами(не поддающиеся исправлению)

• СКВ, которые нельзя изолировать от притока пластовых вод

• Негерметичность экспл колонны в результате коррозионного воздействия

• Стихийные бедствия

• Смятие, поломка колонны

4. технологич, экологич и др

• несоответствие коррозионных и прочностных характеристик

• невозможность дальнейшего использования теплового и газового методов интенсификации(???????)

• в сан зонах, природноохранных зонах

• консервация более 10 лет

• банкротство, окончание лицензии

при ликвидации закачивается глинистый раствор под давлением, на 15% большим пластового, ставится цементный мост но 100-150 м от устья