2.Технологии дегидратации нефти.

Чаще вода в сырой нефти находится в диспергированном состоянии в виде эмульсии воды в нефти. Имеются две разновидности таких эмульсий: механические нестабилизированные и и стабилизированные поверхностно-активными веществами.

Это различие эмульсий являются весьма существенным при обезвоживании нефти.

Вода из нестабилизированных эмульсий сравнительно легко отделяется путем обычного отстаивания, а также путем отстаивания с умеренным обогревом. Для отделения воды из стойких мелкодисперсных стабилизированных эмульсий требуются более сложные приемы, такие как интенсивное нагревание, химическая обработка, электрическая обработка, а также комбинирование этих приемов.

К механическим способам обезвоживания относятся: отстаивание, центрифугирование и фильтрация.

Химическое обезвоживание нефти в современной нефтяной промышленности наиболее широко применяются химические

методы обезвоживания нефти. Основным элементом таких методов является разрушение эмульсий воды в нефти при помощи химических реагентов.

Теплохимическое деэмульгирование

Теплохимические методы снижают прочность бронирующих оболочек или полностью их разрушают, что ускоряет и удешевляет процессы разделения нефтяной эмульсии.

3.Особенности разработки нефтяных месторождений на завершающей стадии.

Четвертая стадия - завершающая - характеризуется: - малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Т_дн (в среднем около 1% );

- большими темпами отбора жидкости Т_дж (водонефтяные факторы достигают 0,7 7 м³/м³);

высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%);

- более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4  0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);

отбором за период стадии 10  20% балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15  20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.

Билет №38

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

Влияние газа:

Борьба – 1) изменение глубины погружения насоса под динамический уровень; 2) установка газосепараторов на приеме насоса; 3) установка диспергаторов (для размельчения больших пузырьков газа и равномерного их распределения по потоку); 4) установка газовых якорей.

Отложение АСПО и солей:

Борьба – 1) скребкование; 2) применение химреагентов; 3) трубы с внутренним покрытием; 4) применение греющих кабелей.

Негерметичность НКТ:

Для предотвращения негерметичности НКТ необходимо производить опрессовку лифта после подземного ремонта и не допускать развития коррозии путем применения ингибиторов и своевременным проведением ремонта.

Замерзание обратного клапана.

Мехповреждения кабеля, брак кабеля.

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.