35Билет

1.Назначение,технология проведения и интерпретация результатов гидропрослушивания.

2. Схема глобул воды в нефти. Типы эмульсий.

1 – капелька воды.

2,3 –эмульгаторы

4 –нефть

δ – толщина оболочки.

В процессе добычи при совместном движении нефти и воды по стволу скважины и нефтесборным трубопроводам происходит их совместное перемешивание, в результате чего одна жидкость распределяется виде капель-глобул. При смешивании нефти с водой образуются эмульсии 2-х типов:

• Прямого (нефть в воде)

• Обратного (вода в нефти)

Почти все эмульсии, встречающиеся при добыче нефти принадлежат к типу в/н.

Для образования стойких эмульсий необходимо наличие природных эмульгаторов, таких как асфальтены, смолы, мех. примеси, нефтерастворимые органические мех. примеси.

3. Назначение и технология проведения трассерных исследований нефтяных месторождений.

36Билет

1. Схемы оборудования устья добывающих скважин.

2. Классификация эмульсий в зависимости от плотности сред и содержания парафинов, смол и асфальтенов.

Разность плотностей м/у водой и нефтью

• Δρ=200-250 кг/м³ труднорасслаемые

на месторождении, отрицательно сказывается на процессах переработки нефти и на качестве получаемых нефтепродуктов. Так, например, для большинства нефтей Урало-Поволжского региона содержание хлористых солей при количестве остаточной пластовой воды в нефти 0,5% составляет 1000–1200 мг/л, а в нефти, поступающей на переработку, содержание солей не должно превышать 5–10 мг/л.

Более глубокая очистка нефти от пластовой воды, солей и механических примесей осуществляется в процессе обессоливания. С этой целью обезвоженную нефть интенсивно перемешивают с пресной водой, а образовавшуюся эмульсию разрушают.

Образование стойких эмульсий снижает межремонтный период работы скв. по следующим причинам:

• Происходит обрыв штанг

• Происходит пробой электрической части ЭЦН

• Наибольший рост энерго- и металла затрат происходит в системе сбора и подготовки нефти.

При увеличении содержания воды в нефти на 1% транспортные расходы в среднем возрастают на 3-5%, также в водной части эмульсии растворяются мин.соли, которые приводят к коррозии металла, оборудования, если не принимать определеннее методы борьбы с эмульсиями происходит «старение» эмульсии (т.е образовываются стойкие эмульсии).

3.Методы подсчета запасов нефти и растворенного газа.

37Билет

1. Схемы оборудования устья добывающих скважин.

2. Классификация эмульсий в зависимости от плотности сред и содержания парафинов, смол и асфальтенов.

3.особенности разработки нефтяных м/р на заверш стадии.

IV стадия — завершает период разработки: характеризуется дальнейшим снижением добычи нефти при низких темпах разработки; на этой стадии выполняют те же виды работ по регулированию разработки. Активно используются различные технологии МУН.?

38Билет

1.Основные причины выхода из строя УЭЦН и методы борьбы с ними.

Осложнения при работе скважин с УЭЦН

Основные факторы осложняющие работу скважин оборудованных УЭЦН являются АСПО, отложения солей, наличие в продукции скважин механических примесей, кривизны ствола скважин, высокая вязкость продукции, образование стойких водонефтяных эмульсий, а в ряде случаев коррозионная активной среды.

Наиболее серьезные осложнения и отказы оборудования возникают в связи с отложением парафина, солей на забое скважин, в подъемных трубах, в наземном и подземном оборудовании и т.д.

Отложение парафина и солей на рабочих органах установки, на стенки подъемных труб, арматуры и трубопроводов уменьшают (а некоторых случаях полностью прекрывают) проходное сечение, создавая дополнительные сопротивление движению продукции, как следствие этого, дебит жидкости уменьшается вплоть до полного прекращения подачи установки. К тому же значительное снижение производительности может привести к перегреву ПЭД и преждевременному выходу его из строя.

В результате отложения парафина и солей в ПЗ скважинах происходит снижение проницаемости ПЗП и как следствие, падения дебита скважины.

Наличие в откачиваемой продукции механических примесей, кривизна ствола скважин обуславливают увеличение интенсивности износа рабочих органов и опор насоса, увеличение уровня вибраций погруженного агрегата, снижение срока службы УЭЦН, а в ряде случаев наряду с коррозией могут послужить причиной аварий связанных с падением оборудования на забой скважин.

Повышенная вязкость продукции, образование стойких, высоковязких водонефтяных эмульсий снижает производительность и КПД ЦБН и наряду с ростом энергозатрат на подъем продукции из скважин может послужить причиной перегрева ПЭДа и преждевременному выходу из строя УЭЦН.

На интенсивность дюрмирования АСПО в значительной степени влияет дебит и обводненность скважин.