2. Состав и структура солеотложений в системе сбора скважинной продукции.

По преимущественному содержанию органические соли в 3 группы солей: карбонатные, сульфатные и хлоридные.

Самыми распространенными явл-ся карбонатные. Это объясняется присутствием карбонатов в горных и осадочных породах, а также их высокой растворимостью. Карбонатные соли образуют гипсовые отложения в трубах уменьшая их поперечное сечение. Структура отложений им-т 3 характерных вида:

плотные микрокристаллические отложения, сравнительно однородными кристаллами длиной до 5 мм.

плотные отложения преоблоданием кристаллов гипсов средних размеров 5-12 мм, с включением твердых и жидких УВ.

Плотные крупнокристаллические отложения. Крупные кристаллы гипса длиной 12-25 ммобразуют каркас м/у ними находятся более мелкие кристаллы и УВ соединения.

Отложения всех 3-х видов образуются в НКТ, в хвостовиках, устьевой арматуре и системе подготовки нефти и воды.

3)Зоны разделы фаз в нефтегазовых залежах с краевыми водами.

Н а нефтяных и газовых месторождениях нефть и газ залегают совместно с подземными водами. При этом происходит их естественная сепарация по плотности: самое высокое положение занимает газ, ниже залегает нефтенасыщенная часть пласта, а еще ниже — водонасыщенная. Эти участки пласта условно отделяются друг от друга поверхностями газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов. Наличие в нефтяных месторождениях изолированных газовых залежей и многообразие типов подземных вод обусловливают и различное положение контактов между газом, нефтью и водой. В частности, для нижних краевых вод положение контакта нефть—вода определяется двумя контурами: внешним и внутренним (см. рис. 26). Внешний контур проводится по кровле нефтеносного пласта, а внутренний — по подошве. Часть пласта, расположенная между внутренним и внешним контурами нефтеносности, содержит вверху нефть, внизу воду и называется приконтурной зоной.

№17

1)Особенности насосной добычи нефтей с большим газосодержанием.

Влияние газа в откачиваемой жидкости учитывается коэффициентом наполнения цилиндра насоса. Он равен отношению объема жидкости V_ж, поступившей в насос, ко всему объему смеси V_см , состоящему из объема жидкости V_ж и объема свободного газа V_г:h₁^¢=V_ж /V_см=V_ж/_{_}V_г+V_ж=_{_}1/V_г+V_ж.

Все известные методы и способы борьбы с вредным влиянием газа могут быть разделены на две группы:

1.Методы, применяемые для предотвращения попадания сво­бодного газа в насос (отделение газа от жидкости на приеме насоса или ниже его).

2. Методы, применяемые для снижения вредного влияния по­павшего в насос свободного газа.

Для снижения вредного влияния свободного газа на работу скважинного штангового насоса в настоящее время используются сле­дующие способы:

— увеличение давления на приеме насоса за счет его большего погружения под динамический уровень, что снижает количество свободного газа на приеме насоса;

— снижение коэффициента мертвого пространства за счет ис­пользования насосов специальной конструкции (например, с дву­мя нагнетательными клапанами), а также за счет правильной по­садки плунжера в цилиндре насоса (за счет точной подгонки дли­ны штанговой колонны с учетом упругих деформаций штанг и труб);

— увеличение длины хода плунжера; при этом снижается доля объема мертвого пространства в объеме, описываемом плунжером;

— увеличение коэффициента сепарации свободного газа у при­ема насоса.

Методы для предотвращения попадания свободного газа в насос основаны на применении гравитационных газосепараторов (газовых якорей). Большинство якорей сконструировано, таким образом, чтобы направить поток жидкости на прием насоса сверху вниз, и при этом максимально снизить скорость потока. В результате, определенная доля газа будет всплывать вверх и уходить в затрубное пространство.