Технология ТЦВП, Механизм вытеснения, отличие от других тепловых методов, Кн, себестоимость
БИЛЕТ № 14
|
Вопрос 1.
Периодическая эксплуатация малодебитных скважин. Причины и выбор режима периодической эксплуатации скважин.
Производительность штанговой глубинной установки, даже при применении насосов с малым диаметром плунжера и малой длиной хода полированного штока зачастую бывает выше, чем приток жидкости из пласта.
При этом насос быстро откачивает накапливающуюся в скважине жидкость, уровень ее снижается до приема насоса и коэффициент подачи насоса резко падает. Режим работы насосной установки при этом характеризуется неуравновешенностью станка-качалки, что приводит к быстрому ее износу.
С целью уменьшения нерационального расхода электроэнергии и увеличения межремонтного срока службы оборудования такие скважины переводят на периодическую эксплуатацию. В этом случае скважины эксплуатируют периодически с остановками работы насосной установки для накопления жидкости в скважине. Переводить на периодическую эксплуатацию лучше скважины, не выносящие песка, имеющие низкие коэффициенты продуктивности и сравнительно высокие статические уровни. Переводить на периодическую эксплуатацию скважины с низким и быстро восстанавливающимся уровнем не целесообразно, так как в таких условиях необходимо будет часто останавливать и запускать станок-качалку.
При переводе скважины на периодическую эксплуатацию необходимо знать дебит скважины, потери добычи нефти за счет простоя скважины во время накопления жидкости, оптимальное время накопления и откачки жидкости. С учетом всех этих данных можно рассчитать экономическую эффективность перевода скважин на периодическую эксплуатацию. Эффективность периодической эксплуатации увеличивается с применением местной автоматики.
Вопрос 2.
Обезвоживание и обессоливание нефти
Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа "вода в нефти". Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы: гравитационный отстой нефти, горячий отстой нефти, термохимические методы, электрообессоливание и электрообезвоживание нефти. Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя. В этом случае нефтью заполняют резервуары и выдерживают определенное время (48 ч и более). Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды.
Более эффективен горячий отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного нагрева нефти до температуры 50 -700С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое. Более эффективны методы химические, термохимические, а также электрообезвоживание и обессоливание. При химических методах в обводненную нефть вводят специальные вещества, называемые деэмульгаторами. В качестве деэмульгаторов используют ПАВ. Их вводят в состав нефти в небольших количествах от 5¸10 до 50¸60 г на 1 т нефти. Наилучшие результаты показывают так называемые неионогенные ПАВ, которые в нефти не распадаются на анионы и катионы. Деэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз "нефть-вода" и вытесняют или заменяют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости. Причем пленка, образующаяся на поверхности капель воды, непрочная, что отмечает слияние мелких капель в крупные, т.е. процесс коалесценции. Крупные капли влаги легко оседают на дно резервуара. Эффективность и скорость химического обезвоживания значительно повышается за счет нагрева нефти.
Наиболее низкое остаточное содержание воды достигается при использовании электрических методов обезвоживания и обессоливания. Электрообезвоживание и электро-обессоливание нефти связаны с пропусканием нефти через специальные аппараты-электродегидраторы, где нефть проходит между электродами, создающими электрическое поле высокого напряжения (20¸30 кВ). Для повышения скорости электрообезвоживания нефть предварительно подогревают до температуры 50¸70°С.
Показатели качества товарной нефти
Товарной продукцией цеха подготовки, перекачки нефти является подготовленная нефть. В зависимости от степени подготовки устанавливаются I,II,III группы нефти.
Согласно ГОСТ 9965-76 по показателям степени подготовки нефть должна соответствовать нормам, указанным в таб. 1.
Продукция УПН. Таблица 1
| № п/п | Наименование показателей | Норма для группы | Метод испытания | ||
| I | II | III | |||
| 1. | Конструкция хлористых солей, мг/дм3, не более | По ГОСТ 21534-76 | |||
| 2. | Массовая доля воды, % не более | 0,5 | 1,0 | 1,0 | По ГОСТ 2477-65 |
| 3. | Массовая доля механических примесей, % не более | 0,5 | По ГОСТ 6370-83 | ||
| 4. | Давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.), не более | 66,7 (500) | По ГОСТ 1756-52 |
Вопрос 3.
Технология ТЦВП, Механизм вытеснения, отличие от других тепловых методов, Кн, себестоимость.
ТЦВП - технологический процесс комплексного теплового воздействия на пласт через систему нагнетательных и нефтедобывающих скважин.
Технологическая сущность заключается в нагнетании заданного (найденного расчетным путем, в зависимости от схемы размещения скважин и геологической характеристики участка залежи) количества теплоносителя в данный элемент (участок) залежи через паронагнетательную и три добывающие нефтяные скважины, сгруппированные через одну в 7-точечном элементе скважин. Нагнетание теплоносителя в паронагнетательную скважину (расположенную в центре 7-точечного элемента скважин) ведется постоянно, в режиме импульсно-дозированного теплового воздействия с паузой [ИДТВ(П)], а в добывающие – циклически, с переменой их функций по закачке теплоносителя в режиме ИДТВ и отбору нефти (жидкости).
Один цикл ТЦВП состоит из трех технологических этапов: 1-й этап – нагнетание теплоносителя одновременно через центральную нагнетательную и добывающие скважины данного элемента, расположенные через одну в режиме ИДТВ(П), отбор нефти осуществляется через оставшиеся (через одну) добывающие скважины. 2-й этап – добывающие три скважины, в которые закачивался теплоноситель, переводятся под добычу нефти, а нефтедобывающие три скважины переводятся под закачку теплоносителя. 3-й этап – нагнетание теплоносителя осуществляется только через центральную нагнетательную скважину, а из всех добывающих скважин осуществляется отбор нефти (жидкости).
Циклы повторяются заданное количество раз. После завершения всех циклов ТЦВП переходят к завершающей стадии разработки элемента. На этой стадии центральная нагнетательная скважина переводится под нагнетание холодной или нагретой воды для проталкивания остаточной тепловой оторочки, а все добывающие скважины переводятся в режим эксплуатации.
Основные преимущества новой технологии ТЦВП следующие: - ускоряется процесс рассредоточения ввода теплоносителя в продуктивный пласт, в результате чего повышается темп теплового воздействия и тепловая эффективность процесса, - создаются условия для применения более редких сеток скважин, за счет чего значительно снижаются капитальные вложения, - повышается охват коллектора тепловым воздействием и, как результат, повышается конечная выработка запасов нефти, - повышается продуктивная характеристика добывающих скважин, что приводит к интенсификации добычи нефти и повышению темпа выработки запасов нефти.
После теплоциклического воздействия значительно повышаются дебиты скважин по нефти (в 1,3 - 7,0 раза от исходного) и по жидкости – 2,0-4,5 раза. Эффект прироста дебита нефти по добывающим скважинам обеспечивает сравнительно быструю компенсацию «потерь» добычи нефти, происходящих при переводе скважин с добычи нефти на процесс нагнетания теплоносителя, с последующим получением чистого экономического эффекта.
Технология ТЦВП позволяет снизить удельный расход теплоносителя на 1 т добываемой нефти до 2,1 т. КИН при ТЦВП достиг 0,45.