2 Условия образований водонефтяных эмульсий при добыче нефти. Механизм образования дисперсной фазы в нефтепромысловом оборудовании.

Обводнение продуктивных пластов нефтяных месторождений вызывает серьезные осложнения при добыче, сборе и подготовке нефти, связанные с образованием нефтяных эмульсий, которые обладают высокими вязкостью и стойкостью к разрушению. При образовании стойких эмульсий снижаются показатели безотказности работы насосных установок из-за увеличения количества обрывов штанг ШГНУ, пробоев электрической части УЭЦН вследствие перегрузок погружного электродвигателя. Рост давления жидкости в системах сбора нефти и газа влечет за собой порывы коллекторов. Затрудняются сепарация газа и предварительный сброс воды. С необходимостью разрушения стойких эмульсий связан также наибольший рост энерго- и металлоемкости.

К естественным стабилизаторам эмульсий относят содержащиеся в нефти асфальтены, смолы, нафтены и парафины, являющиеся природными ПАВ. К ним относят мельчайшие твердые частицы веществ (глина, кварц, соли и т. д.), находящихся в продукции скважин во взвешенном состоянии. Они обладают способностью адсорбироваться на поверхности раздела фаз. Образующаяся пленка эмульгаторов, называющаяся защитной пленкой, изолирует капельки жидкости и частички твердой фазы и не дает им объединиться в более крупное скопление. Эмульгированию способствуют перемешивание пластовых флюидов в насосных установках и присутствие газовой фазы, осуществляющей массоперенос в жидкостях.

В скважинах, оборудованных УЭЦН, образование эмульсий происходит наиболее интенсивно. Согласно исследованиям, формирование дисперсной структуры эмульсии в УЭЦН завершается на первых сорока ступенях насоса.

С повышением вязкости и плотности нефти вязкость эмульсий, образовавшихся в УЭЦН, возрастает, а их стойкость увеличивается.

При добыче нефти штанговыми насосами особенно сильное эмульгирование происходит в клапанных узлах насосов и резьбовых соединениях НКТ. Эмульсия начинает формироваться при движении жидкости через насос. В дальнейшем эмульгирование нефти протекает в НКТ за счет турбулизации потока при омывании встречных конструктивных элементов труб (например, муфт штанговых колонн).

3 Обслуживание автоматизированной системы измерения количества и качества товарной нефти

Назначение СИКН

Система предназначена для автоматизированного коммерческого учета товарной нефти прямым массово-динамическим методом, а так же для определения качественных показателей нефти при ведении документов, предназначенных для операций учета товарной нефти между Поставщиком и Потребителем на объектах нефтепереработки, а так же при проведении учетно-расчетных операций при транспортировке нефти и нефтепродуктов.

Состав системы:

1 Технологическая часть

1.1Блок измерения и регулирования:

1.1.1блок измерения показателей качества (БИК);

1.1.2блок измерительных линий (БИЛ);

1.1.3узлы регулирования расхода и давления;

1.1.4пробозаборное устройство (ПЗУ);

1.1.5технологические и дренажные трубопроводы;

1.2Блок стационарной турбопоршневой установки (ТПУ) или узел подключения передвижной ТПУ;

1.3 Блок фильтров (БФ).

2 Система сбора и обработки информации (СОИ)

2.1 Блок обработки информации:

2.1.1 щит информационно-вычислительного комплекса (ИВК);

2.2.2 щит автоматических защит и сигнализаций (АЗиС);

2.2 АРМ оператора, принтер.

3 Система управления элементами жизнеобеспечения

3.1 Щит силовой (отопление, освещение, пожарная сигнализация, вентиляция, система контроля загазованности и прочее).

Структурная схема СИКН:

Функциональные возможности СИКН

Измерения и вычисления в автоматическом режиме

СИКН обеспечивает выполнение в автоматическом режиме следующих измерений и вычислений:

мгновенных значений:

массового расхода через ИЛ, СИКН;

объемного расхода через БИК;

плотности при температуре и давлении нефти в ИЛ и приведенной к стандартным условиям при плюс 20 ºC и плюс 15 ºC;

перепада давления на фильтрах БФ;

температуры в ИЛ, СИКН, БИК, ПУ;

давления ИЛ, СИКН, БИК, ПУ;

объемной и массовой доли воды в нефти;

массы брутто нефти по каждой ИЛ и СИКН в целом;

массы нетто нефти по каждой ИЛ и СИКН в целом;

средневзвешенных значений за отчетный период:

массового расхода через ИЛ;

объемного расхода через БИК;

плотности при температуре и давлении нефти в ИЛ и приведенной к стандартным условиям при плюс 20 ºC и плюс 15 ºC;

температуры в ИЛ, СИКН, БИК;

давления ИЛ, СИКН, БИК;

объемной и массовой доли воды в нефти;

накопленных значений за отчетный период:

массы брутто нефти по каждой ИЛ и СИКН в целом;

массы нетто нефти по каждой ИЛ и СИКН в целом.

Автоматизированное управление

СИКН поддерживает автоматизированное управление:

заданного расхода через БИК;

заданного расхода через каждую ИЛ.

СИКН обеспечивает

автоматический отбор объединенной пробы пропорционально объему перекачиваемой нефти или пропорционально времени, ручной отбор точечной пробы;

автоматизированное выполнение режима контроля метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода (ПР) по контрольной линии без нарушения процесса измерения и без нарушения работы нефтепровода, оформление и печать протоколов контроля метрологических характеристик (КМХ);

автоматизированное выполнение режимов поверки и контроля метрологических характеристик ПР при помощи поверочной установки без нарушения процесса измерения и без нарушения работы нефтепровода, оформление и печать протоколов поверки и КМХ;

контроль метрологических характеристик и поверка рабочего и резервно-контрольного преобразователя расхода по передвижной ТПУ;

гарантированное перекрытие потока и наличие устройства контроля протечки (местное) запорной арматуры, протечки которой могут оказать влияние на достоверность поверки и КМХ;

контроль перепада давления на фильтрах (местный и дистанционный);

автоматический контроль, индикацию и сигнализацию предельных значений параметров:

расхода по каждой ИЛ, БИК;

плотности нефти;

свободного газа в нефти;

давления и температуры в ИЛ, БИК, ПУ;

перепада давления на фильтрах;

содержание объемной доли воды в нефти;

индикацию и автоматическое обновление данных измерений массы и массового расхода по каждой ИЛ и СИКН в целом, значений давления по БИЛ и значение расхода, температуры и давления нефти в БИК, плотности нефти, содержания воды с выводом на дисплей;

определение массы нетто с использованием значений составляющих балласта, полученных в аналитической лаборатории с использованием результатов измерений поточного влагомера (если масса нетто не определена в автоматическом режиме);

регистрацию результатов измерений, их хранение не менее одного года и передачу в систему телемеханики;

автоматическое (программное) и ручное управление автоматическим пробоотборником;

ручной ввод значений плотности, температуры и давления при отказе датчиков или их отсутствии;

хранение введенных в память СОИ постоянных величин при отключении электроэнергии;

возможность пломбирования органов управления, с помощью которых можно воздействовать на результаты измерений;

управление запорной арматурой, поверочной установкой;

поверка рабочего преобразователя расхода по контрольно-резервному;

формирование отчетов журналов показаний средств измерений, актов приема-сдачи нефти, паспорта качества нефти и других необходимых документов по учету нефти за заданный интервал времени и по партиям нефти в автоматическом режиме и по запросу в соответствии с рекомендациями по определению массы нефти при учетных операциях с применением СИКН;

автоматический учет и архивирование журнала событий системы (переключения, аварийные сигналы, сообщения об ошибках и отказах системы и ее элементов).

Билет 13

1 Объект разработки. Факторы, влияющие на выбор объекта разработки. Факторы, влияющие на выделение залежи в объект разработки или объединение нескольких залежей в один объект разработки. Системы разработки многопластовых месторождений.

Объект разработки (ОР) – это выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, группа пластов), содержащих промышленные запасы нефти и газа, извлечение которых осуществляется при помощи группы скважин.

Объекты разработки иногда подразделяют на следующие виды: самостоятельный, т. е. разрабатываемый в данное время, и возвратный, т. е. тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.

На выделение объектов разработки влияют следующие факторы:

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, поскольку они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции.

2. Физико-химические свойства нефти и газа. Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. (Пласты с существенно различной вязкостью нефти. Резко различное содержание парафина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов, промышленное содержание других полезных ископаемых.)

3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. (Различие фазового состояния пластовых углеводородов и режима пластов)

4. Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента.

5. Техника и технология эксплуатации скважин.

В заключение следует еще раз подчеркнуть, что влияние каждого из перечисленных факторов на выбор объектов разработки должно быть сначала подвергнуто технологическому и технико-экономическому анализу и только после него можно принимать решение о выделении объектов разработки.

По лекциям:

При выделении объекта разработки следует учитывать 5 групп факторов:

1. Геолого-промысловые

1. Возможность и однозначность расчленения разреза м/р, корреляция отложений и выделение продуктивных пластов

2. Литологическая характеристика продуктивных пластов

3. Общая, эффективная и нефтенасыщенная толщина продуктивных пластов

4. Коллекторские свойства пластов по керну и промыслово-геофизическим данным

5. Результаты опробования, оценка фильтрационных параметров продуктивных пластов гидродинамическими методами

6. Физико-химические свойства нефти, газа и воды

7. Толщина промежуточных толщ м/у продуктивными пластами, толщина покрышек

8. Методика определения ВНК и соотношение площадей в пределах внешних контуров нефтегазонасыщенности

9. Запасы нефти и газа в продуктивных и их соотношение по разрезу м/р

10. Первоначальные пластовые давления в залежах и их соотношение по разрезу м/р

11. Гидрогеологическая характеристика и режим залежей.

2. Гидродинамические

При выделении ОР гидродинамические расчеты применяются для решения задач:

1. Установление годовой добычи нефти залежи каждого пласта

2. Определение динамики добычи нефти по каждому пласту до конца разработки

3. Установление продуктивности и затем годовой добычи объединяемых в один ОР продуктивных пластов

4. Оценка динамики добычи нефти, воды в целом по м/р

5. Расчет обводнения скважин, залежей и ОР

6. Определение продолжительности отдельных стадий разработки м/р

7. Нахождение оптимального уровня добычи нефти по м/р с учетом его по залежи каждого пласта, объекта эксплуатации при условии обеспечения плановых заданий

3. Технические:

1. Способ и технические возможности эксплуатации (не рекомендуется объединять в один объект эксплуатации залежей пласты с различными способами эксплуатации)

2. Выбор диаметра эксплуатационных колонн

3. Выбор диаметра НКТ и т.д.

4. Технологические

1. Выбор сетки добывающих скважин каждого ОР

2. Выбор метода ППД

3. Возможность применения различных методов повышения нефтеотдачи

5) Экономические

Многопластовые залежи можно разрабатывать:

1. Объединяя пласты в один эксплуатационный объект

2. Если нельзя объединить, то выделяем несколько объектов и применяем:

   1. последовательную систему разработки

   2. самостоятельную сетку скважин на каждый пласт

   3. одновременно-раздельную эксплуатацию

Последовательная система разработки применена, когда разрабатываемые пласты неравноценны по запасам и по продуктивности скважин.

В этом случае выделется базисный объект, разбуривание ведется в первую очередь на него и после выработки запасов из базисного объекта осуществляется уже разработка возвратного пласта, который залегает выше базисного. После выработки запасов ставится цементный мост и переходят на вышезалегающий (возвратный), перфорируют его и разрабатывают, поэтому система и называется последовательной.

Недостатки:

- увеличивается срок разработки месторождения;

- происходит снижение продуктивности при эксплуатации возвратного объекта.

Когда пласты равнозначны по запасам, но различаются по геолого-физическим критериям, технологическим возможностям разработки, то в этом случае каждый объект разрабатывается самостоятельной сеткой скважин

Недостатки:

- высокие капитальные и эксплуатационные затраты вследствие большого фонда скважин.

Наиболее эффективной системой разработки является система, когда осуществляется одновременно-раздельная эксплуатация с использованием специального оборудования.

Преимуществами данной технологии эксплуатации являются:

1. Сокращение срока разработки м/р;

2. Ускоренный ввод в разработку м/р;

3. Высокая продуктивность скважин.

4. Снижены капитальные и эксплуатационные затраты

Несмотря на преимущества, эффективность данной технологии остается невысокой. Основной причиной является отсутствие надежного оборудования, выпускающегося в промышленных масштабах.

Основные требования к ОРЭ:

- разобщенность пластов в эксплуатации;

- разобщение добываемой продукции;

- возможность постоянного контроля процесса добычи;

- регулирование раздельного учета продукции;

- насосное оборудование должно характеризоваться высокой наработкой на отказ;

Основными недостатками разработки нескольких пластов одной скважиной является дороговизна и конструктивная сложность оборудования.