БИЛЕТ Обзор методов увеличения нефтеотдачи.
1. Тепловые методы:
паротепловое воздействие на пласт;
внутрипластовое горение;
вытеснение нефти горячей водой;
пароциклические обработки скважин.
2. Газовые методы:
закачка воздуха в пласт;
воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ);
воздействие на пласт двуокисью углерода;
воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.
3. Химические методы:
вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы);
вытеснение нефти растворами полимеров;
вытеснение нефти щелочными растворами;
вытеснение нефти кислотами;
вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.);
микробиологическое воздействие.
4. Гидродинамические методы:
интегрированные технологии;
вовлечение в разработку недренируемых запасов;
барьерное заводнение на газонефтяных залежах;
нестационарное (циклическое) заводнение;
форсированный отбор жидкости;
ступенчато-термальное заводнение.
5. Группа комбинированных методов..
С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются гидродинамический и тепловой методы, гидродинамический и физико-химический методы, тепловой и физико-химический методы и так далее.
6. Методы увеличения дебита скважин.
Отдельно следует сказать о так называемых физических методах увеличения дебита скважин. Объединять их с методами увеличения нефтеотдачи не совсем правильно из-за того, что использование методов увеличения нефтеотдачи характеризуется увеличенным потенциалом вытесняющего агента, а в физических методах потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта. Кроме того, физические методы чаще всего не повышают конечную нефтеотдачу пласта, а лишь приводят к временному увеличению добычи, то есть повышению текущей нефтеотдачи пласта.
К наиболее часто применяемым физическим методам относятся:
гидроразрыв пласта;
горизонтальные скважины;
электромагнитное воздействие;
волновое воздействие на пласт;
другие аналогичные методы.
Билет 27
Подготовка нефти на промыслах
Подготовка нефти на промыслах - обработка нефти c целью удаления компонентов (вода, минеральные соли, механич. примеси, лёгкие углеводородные газы), затрудняющих её транспортировку и последующую переработку.
Hаличие воды в нефти приводит к удорожанию транспортировки в связи c увеличением её объёмов и повышенной вязкостью смеси нефти и воды по сравнению c чистой нефтью. Присутствие минеральных солей в виде кристаллов в нефти и раствора в воде вызывает усиленную коррозию металла оборудования и трубопроводов; механич. примесей - абразивный износ нефтеперекачивающего оборудования и трубопроводов и ухудшение качества получаемых нефтепродуктов. Kроме того, примеси нарушают технол. режим переработки нефти.
Перечисленные причины обуславливают необходимость П. н., к-рая включает
Обезвоживание нефти
Обессоливание нефти
Стабилизацию нефти.
П. н. ведётся на комплексных установках обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти, объединённых в единую технол. схему сбора и подготовки нефти и попутного газа на Нефтяном промысле.
Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).
Пластовая вода - это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80%. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо.
Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.
На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти. Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти. На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН - установка по комплексной подготовке нефти.
ОТВЕТ НА ВОПРОС № 3
Нефть. Свойсва: Наряду с углеводородами в состав нефти входят вещества, содержащие примесные атомы. Серосодержащие — H2S, меркаптаны, моно- и дисульфиды, тиофены и тиофаны, а также полициклические и т. п. (70—90 % концентрируется в остаточных продуктах —мазуте и гудроне); азотсодержащие — преимущественно гомологи пиридина, хинолина, индола, карбазола, пиррола, а также порфирины (большей частью концентрируется в тяжёлых фракциях и остатках); кислородсодержащие — нафтеновые кислоты,фенолы, смолисто-асфальтеновые и др. вещества (сосредоточены обычно в высококипящих фракциях). Всего в нефти обнаружено более 50 элементов.
Содержание указанных соединений и примесей в сырье разных месторождений колеблется в широких пределах, поэтому говорить о среднем химическом составе нефти можно только условно.
Физическо-химические свойства: Нефть — жидкость от светло-коричневого (почти бесцветная) до тёмно-бурого (почти чёрного) цвета (хотя бывают образцы даже изумрудно-зелёной нефти). Средняя молекулярная масса 220—300 г/моль (редко 450—470). Плотность 0,65—1,05 (обычно 0,82—0,95) г/см3; нефть, плотность которой ниже 0,83, называется лёгкой, 0,831—0,860 — средней, выше 0,860 — тяжёлой. Плотность нефти, как и других углеводородов, сильно зависит от температуры и давления. Температура кристаллизации от −60 до + 30 °C; зависит преимущественно от содержания в нефти парафина (чем его больше, тем температура кристаллизации выше) и лёгких фракций (чем их больше, тем эта температура ниже). Вязкость изменяется в широких пределах (от 1,98 до 265,90 мм2/с для различных не́фтей, добываемых в России), определяется фракционным составом нефти и её температурой (чем она выше и больше количество лёгких фракций, тем ниже вязкость), а также содержанием смолисто-асфальтеновых веществ (чем их больше, тем вязкость выше). Удельная теплоёмкость 1,7—2,1 кДж/(кг∙К); удельная теплота сгорания (низшая) 43,7—46,2 МДж/кг; диэлектрическая проницаемость 2,0—2,5. Нефть — легковоспламеняющаяся жидкость; температура вспышки от −35[5] до +121 °C (зависит от фракционного состава и содержания в ней растворённых газов). Нефть растворима в органических растворителях, в обычных условиях не растворима в воде, но может образовывать с ней стойкие эмульсии. В технологии для отделения от нефти воды и растворённой в ней соли проводятобезвоживание и обессоливание.
Газ. Свойства: Природные газы подразделяют на три группы:
1. газы, добываемые из чисто газовых месторождений, представляют собой сухой газ без тяжелых углеводородов;
2. газы, добываемые из нефтяных месторождений вместе с нефтью, представляют собой смесь сухого газа с газообразным бензином и пропан – бутановой фракцией;
3. газы, добываемые из конденсатных месторождений, представляют собой смесь сухого газа и конденсата.
Природные газы состоят преимущественно из предельных углеводородов, но в них встречаются также сероводород, азот, углекислота, водяные пары.Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, состоят в основном из метана. Основную часть природного газа составляет метан (CH4) — до 98 %. В состав природного газа могут также входить более тяжёлыеуглеводороды — гомологи метана:
1. этан (C2H6),
2. пропан (C3H8),
3. бутан (C4H10),
а также другие неуглеводородные вещества:
1. водород (H2),
2. сероводород (H2S),
3. диоксид углерода (СО2),
4. азот (N2),
5. гелий (Не).
Чистый природный газ не имеет цвета и запаха. Чтобы можно было определить утечку по запаху, в газ добавляют небольшое количество веществ, имеющих сильный неприятный запах (т. н. одорантов). Чаще всего в качестве одоранта применяетсяэтилмеркаптан.
Для облегчения транспортировки и хранения природного газа его сжижают, охлаждая при повышенном давлении.
Физическо-химические свойства: Ориентировочные физические характеристики (зависят от состава; при нормальных условиях, если не указано другое)
Плотность:
1. от 0,7 до 1,0 кг/м3 (сухой газообразный);
2. 400 кг/м3 (жидкий).
3. Температура самовозгорания: 650 °C;
4. Взрывоопасные концентрации смеси газа с воздухом от 4 % до 16 % объёмных;
5. Удельная теплота сгорания: 28—46 МДж/м3 (6,7—11,0 Мкал/м3);
6. Октановое число при использовании в двигателях внутреннего сгорания: 120—130.
7. Легче воздуха в 1,8 раз, поэтому при утечке не собирается в низинах, а поднимается вверх.
Вода. Свойства: Вода (Н2О) – это окись водорода, она является наиболее важным и распространенным веществом, в природе не существует чистой воды, в ней обязательно содержатся какие-либо примеси, чистая вода не имеет вкуса и запаха, прозрачна, ее получают в процессе перегонки, после этого она называется дистиллированной. В водных растворах подавляющее большинство солей существует в виде ионов. В природных водах преобладают три аниона (гидрокарбонат HCO3-, хлорид Cl- исульфат SO42-) и четыре катиона (кальций Ca2+, магний Mg2+, натрий Na+ и калий K+) - их называют главными ионами. Хлорид-ионы придают воде солёный вкус, сульфат-ионы, ионы кальция и магния - горький, гидрокарбонат-ионы безвкусны. Они составляют в пресных водах свыше 90-95 %, а в высокоминерализованных - свыше 99 % всех растворенных веществ. Обычно нижним пределом концентрации для главных ионов считают 1 мг/л, поэтому в ряде случаев, например для морских и некоторых подземных вод, к главным компонентам можно отнести также Br-, B3+, Sr3+ и др. Отнесение ионов K+ к числу главных является спорным. В подземных и поверхностных водах эти ионы, как правило, занимают второстепенное положение. Только в атмосферных осадках ионы K+ могут играть главную роль.
Физико-химические свойства: Вода - уникальный растворитель. Она растворяет больше солей и прочих веществ, чем любая другая жидкость. Воду очень трудно окислить, сжечь или разложить на составные части. Вода - химически стойкое вещество. Вода окисляет почти все металлы и разрушает даже самые твердые горные породы. Пресная вода замерзает не при температуре наибольшей плотности (4 гр. С), а при 0 гр.С. Вода обладает способностью поглощать большое количество теплоты и сравнительно мало при этом нагреваться. У воды очень высокая скрытая теплота плавления льда (79 кал/г) и испарения (539 кал/г при 100 гр. С), т. е. она поглощает значительное количество дополнительной теплоты при неизменности температуры в процессе замерзания и при кипении. Удельная теплоемкость воды выше, чем у большинства веществ (кроме водорода и аммиака): при 100 гр. С=0,487 кал/г- град, а при 15 гр. С=1,000 кал/г град. Плавление льда сопровождается увеличением его удельной теплоемкости почти вдвое.
Вопрос 15 Механизированная добыча (механизированный лифт) применяется в тех случаях, когда давление в нефтяном коллекторе снижается настолько, что уже не может обеспечивать экономически оптимальный отбор из скважины за счет природной энергии.
Насосные или механизированные способы добычи нефти и газа:
1. Глубинные с приводом от станков качалок (НГН)
Штанговые насосы(невставные с захватным штоком) представляют собой насосы со всасывающим и нагнетательным клапанами, в качестве вытеснителн выступает полый плунжер, подвижно соединенный с захватным штоком. В полом плунжере располагается захватный шток, который открывает отверстие наконечника при ходе плунжера вниз, а приподъеме плунжера, соединенного со штангой через переводник, закрывает это отверстие, обеспечивая этим процесс нагнетания.
Насосы подразделяются на вставные (ранее называюсь типа НГВ) и невставные (ранее назывались типа НГН).
2. Электроцентробежные (ЭЦН)
Электроцентробежные погружные насосы служат для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин. При помощи электроцентробежных погружных насосов возможен отбор из скважин большого количества жидкости. Установка электроцентробежного насоса включает в себя, помимо самих насосов, устройства для их монтажа, погружения и безопасной откачки жидкости, а также удлинители и клапаны для слива.
3. Винтовые
Существенное снижение эффективности работы электропогружных центробежных насосов происходит при откачке высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий, а также при повышенном содержании свободного газа на приеме насоса. В связи с этим разработаны и получают распространение погружные винтовые насосы с электроприводом и приводом с помощью колонны штанг.
Они обладают целым рядом преимуществ по сравнению с насосами других типов. По сравнению с центробежными насосами при работе винтового насоса имеет место весьма малое перемещение перекачиваемой жидкости (движение жидкости происходит практически без пульсаций), что предотвращает образование стойких водонефтяных эмульсий. Отсутствие клапанов и сложных подходов определяет простоту конструкции и снижает гидравлические потери. Насосы обладают повышенной надежностью при откачке жидкостей с повышенным содержанием механических примесей, просты в изготовлении и эксплуатации, более экономичны. При перекачке жидкости повышенной вязкости уменьшаются перетоки через зазор между винтом и обоймой, что улучшает характеристику насоса.
4. Гидропоршневые
Гидропоршневыми насосными установками называют гидроприводные установки с наземным силовым насосом и скважинным агрегатом, состоящим из непосредственно соединенных поршневого насоса и поршневого гидравлического двигателя с золотниковым механизмом. Гидропоршневой насос может обеспечить подачу жидкости с очень больших глубин (до 4000 м) при достаточно высоком КПД до 0,6.
Работа гидропоршевой установки. Рабочая жидкость, нагнетаемая с поверхности силовым насосом, подается через трубопровод в гидродвигатель насоса. Под давлением рабочей жидкости поршень двигателя совершает возвратно-поступательные движения, приводя в движение жестко связанный с помощью штока поршень насоса.
В качестве рабочей жидкости гидропривода обычно используют нефть, очищенную от свободного газа, воды и механических примесей и обработанную, если это необходимо, химическими веществами -деэмульгаторами, ингибиторами и т.п. Применяют также воду со специальными добавками.
Вопрос 16
Повседневное, целенаправленное проведение исследований работы нефтяных и нагнетательных скважин и их анализ позволяют своевременно вносить коррективы в разработку н/г месторождений с целью получения высоких коэффициентов конечного нефтеизвлечения. В процессе разработки месторождения в нефтяных залежах постоянно происходят изменения: пластовое давление повышается или снижается, идёт обводнение добываемой продукции, изменяется проницаемость призабойной зоны пласта, изменяется температура и т. д. Чтобы судить о технологической и экономической эффективности проведённых геолого-технических мероприятий, проводят исследования до и после их проведения.
В настоящее время для изучения гидродинамических свойств пластов н/г месторождений используют следующие методы: геофизические, гидродинамические, термодинамические.
Геофизические методы основаны на физических явлениях, происходящих в горных породах и насыщающих их флюидах при взаимодействии их со скважинной жидкостью и при взаимодействии на них радиоактивного искусственного облучения или ультразвука.
Гидродинамические и термодинамические исследования скважин позволяют получать информацию о коллекторских свойствах и строении продуктивных пластов как по всей толщине, так и их призабойных зон, а также наблюдать за положением контуров нефтеносности и газоносности в процессе разработки залежей.
Часто встречающаяся форма КВД (рис. 153а).
Прямолинейная индикаторная диаграмма (1) получается, когда режим работы скважины напорный и в пласте установилась фильтрация однородной жидкости. Индикаторные диаграммы выпуклой формы к оси дебитов (2) указывают на нелинейный закон фильтрации однородной жидкости в пласте. Индикаторные диаграммы вогнутой формы к оси дебитов (3) получаются при исследовании скважин на неустановившихся режимах работы (в этом случае исследование скважин необходимо повторить).
В природных условиях сравнительно редко встречаются литологически однородные пласты по толщине и простиранию. В процессе работы скважины изменяются проницаемость призабойной зоны, вязкость. На вид кривых восстановления забойного давления (КВД) влияет и то, что практически невозможно мгновенно прекратить приток или подачу жидкости в пласт, выделение газа в призабойной зоне и стволе скважины, изменение давления в них вследствие теплоотдачи и т. д.
Перечисленные факторы влияют на формы КВД, и фактически графики ΔР и lnt отличаются от теоретических. Если соблюдать все условия применимости метода исследования скважин по КВД, то график имел бы форму прямой линии с уклоном i=tga и отрезком А на оси ординат (рис. 154). 
В промысловой практике нарушение прямолинейности наблюдается в начале графика. это объясняется продолжающимся притоком жидкости в скважину после её остановки.
ОТВЕТ НА ВОПРОС № 18
Система разработки месторождений должна отвечать требованиям максимального извлечения нефти или газа из недр в кратчайший срок при минимальных затратах.
Проектом разработки определяются число и система расположения эксплуатационных и нагнетательных скважин, уровень добычи нефти и газа, методы поддержания пластового давления и т. п.
Разработка отдельных залежей нефти или газа производится посредством системы эксплуатационных и нагнетательных скважин обеспечивающих добычу нефти или газа из пласта. Комплекс всех мероприятий, обеспечивающих разработку залежи, определяет систему разработки.
Основными элементами системы разработки залежей являются: способ воздействия на пласт, размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин, темп и порядок разбуривания эксплуатационных и нагнетательных скважин.
Важнейшими элементами системы разработки являются методы воздействия на пласт, так как в зависимости от них будут решаться остальные вопросы разработки залежи.
Для повышения эффективности естественных режимов залежи и обеспечения наиболее рациональной разработки необходимо применять различные методы воздействия на пласт. Такими методами могут явиться различные виды заводнения, закачка газа в газовую шапку или в нефтяную часть пласта, солянокислотные обработки, гидроразрывы и ряд других мер, направленных на поддержание пластового давления и повышение продуктивности скважин.
В настоящее время без поддержания пластового давления разрабатываются либо залежи, имеющие активный естественный режим, способный обеспечить поддержание давления в процессе всего периода разработки и получение высокого конечного коэффициента нефтеотдачи, либо небольшие по запасам месторождения, где организация работ по поддержанию давления экономически нецелесообразна.
Вопрос 19
Природные битумы — окисленные вы-
соковязкие, плотные (более 920 кг/м3)
нефти жидкой, полужидкой и твердой
консистенции с высоким содержанием
серы, масел, смол и асфальтенов.
Отличаются большим содержанием ва-
надия, никеля, молибдена и значительно
меньшим (до 25 %) содержанием бен-
зиновых и дизельных фракций.
Существуют несколько методов добычи высоковязкой нефти.
1. Метод парового воздействия(воздействия паром)-заключается в том, что в пласт закачивается водяной пар через паронагнетательные скважины, прогревая нефть он уменьшает её вязкость, тем самым облегчает её продвижение к добывающим скважинам.
2. Метод внутрепластового горения-принудительное воспламенение нефти внутри пласта, с нагнетанием в пласт кислорода, для потдержания горения. Итог-уменьшение вязкости нефти засчёт нагревания теплотой горения.
3.Добыча нефти специальным насосным оборудыванием-для добычи нефти используются высокомощные насосы специальной конструкции для вязкой нефти.
Вопрос 24
Для борьбы с отложениями парафина применяют следующие основные способы:
1. Механический, при котором парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится струей на поверхность.
2. Тепловой, при котором скважина промывается теплоносителем (паром, горячей водой или нефтепродуктами).
3. Использование подъемных труб с гладкой внутренней поверхностью (остеклованных или покрытых специальным лаком или эмалями).
4. Химический, при котором парафин удаляется с помощью растворителей.
Гидратами углеводородных газов называются
кристаллические вещества, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды; они имеют различную кристаллическую структуру.
Для борьбы с образованием гидратов на газовых промыслах вводят в скважины и трубопроводы различные ингибиторы (метиловый спирт, гликоли, 30%-ный раствор CaCl2), а также поддерживают температуру потока газа выше температуры гидратообразования с помощью подогревателей, теплоизоляцией трубопроводов и подбором режима эксплуатации, обеспечивающего максимальную температуру газового потока. Для предупреждения гидратообразования в магистральных газопроводах наиболее эффективна газоосушка — очистка газа от паров воды.
Для борьбы с отложениями неорганических солей применяют:
- механический способ;
- химический способ (закачка растворителей);
- термогазохимическое воздействие (ТГХВ);
- комбинированное воздействие.