3. Особенности разработки нефтяных месторождений с недонасыщенными коллекторами.
Особенностью многих разрабатываемых пластов Западно-Сибирской нефтяной провинции является слабая нефтенасыщеность пласта, низкая проницаемость, и большая расчлененность и неоднородность. С этими факторами связаны следующие затруднения в разработке:
Проблема получения промышленного притока из пласта, отсутствует период фонтанирования, добыча сначала и до конца разработки механизированная.
Вторая проблема связана с подготовкой скважиной продукции. Уже в первые месяцы эксплуатации, скважины дают обводненную продукцию (20-30%), а это влечет дополнительные расходы на подготовку.
Трудности с выходом на проектный уровень нефтеотдачи,- необходимость применения густых сеток скважин, бурение боковых стволов как в варианте уплотнения сетки, так и в варианте ГС и площадных систем заводнения, ГТМ в значительных объемах, активное внедрение потокоотклоняющих технологий, увеличение давления закачки.
Низкая начальная нефтенасыщеность, заранее обуславливает низкую потенциальную нефтеотдачу.
Также необходимо качественное вскрытие продуктивного горизонта при бурении, в следствие того, что недонасыщенный коллектор начинает интенсивно насыщаться влагой бурового раствора, что приводит к резкому снижению фазовой проницаемости коллектора по нефти в ПЗП.
Много добывают балластной воды.
В результате получают конечный КИН около 0,25-0,3.
Все эти факторы ведут к увеличению себестоимости извлекаемой нефти.
Билет №24.
1. Достоинства газлифтной эксплуатации.
Достоинства газлифтного метода:
1. простота и надежность конструкции (минимальное количество подвижных и подверженных износу частей, низкая металоемкость);
2. возможность эксплуатации скважин, осложненных пескопроявлениями и высокими газовыми факторами:
3. обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 ÷1900 т/сут);
4. возможность эксплуатации в глубоких скважинах, глубина которых превышает напоры, достижимые для глубинных насосов;
5. возможность эксплуатации скважин с высокими пластовыми температурами (>150 град.целс)
6. простота регулирования режимов работы
7. расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт),
8. возможность спуска приборов на забой скважины без прекращения работы, не осложняет проведение гидродинамических исследований
9. централизованная дозировка химреагентов для борьбы с осложнениями
2. Защита трубопроводов от внешней коррозии.
Способы защиты трубопроводов от наружной коррозии подразделяются на пассивные и активные.
Пассивные способы защиты предусматривают изоляцию наружной поверхности трубы от контакта с грунтовыми водами и от блуждающих электрических токов, которая осуществляется с помощью противокоррозионных диэлектрических покрытий, обладающих водонепроницаемостью, прочным сцеплением с металлом, механической прочностью. Для изоляции промысловых трубопроводов применяют покрытие на битумной основе и на основе полимеров.
А
ктивные
способы защиты
трубопроводов от наружной коррозии
предусматривают создание такого
электрического тока, в котором весь
металл
трубопровода,
несмотря на неоднородность его включений,
становится
катодом, а
анодом является дополнительно размещенный
в грунте металл. Существуют два вида
активной защиты трубопроводов от
наружной коррозии — протекторная
и катодная.
При протекторной защите рядом с трубопроводом размещают более активный металл (протектор(2), который соединяют с трубопроводом(1) изолированным проводником(3). Протекторы изготовляют из цинка, алюминия или магниевых сплавов. При катодной защите с помощью источника постоянного тока(5) (катодной станции) создают разность потенциалов между трубопроводом и размещенными рядом с трубопроводом кусками металла (обычно обрезки старых труб, металлолом) так, что на трубопровод подается отрицательный заряд, а на куски металла - положительный. Таким образом, дополнительно размещаемый в грунте металл как в протекторной, так и в катодной защите, является анодом и подвергается разрушению, а наружная коррозия трубопровода не происходит. (4. катод)