1. Технологии предупреждения образования солеотложений при эксплуатации скважин

Условия выпадения солей:

-СаСО₃, выпадает в основном при превышении температуры добываемой жидкости (воды) в скважине выше её температуры в пласте, т.е. когда растворимость кальцита кальция в скважине становится меньше его растворимости в пласте. Такие условия создаются, как правило, только в насосе, и лишь в некоторых случаях - на поверхности погружного электродвигателя и на эксплуатационной колонне в зоне расположения установки. Кроме того, в отдельных случаях (при дебитах более 200 - 300 м³/сут) возможно выпадение карбоната кальция ниже установки. основные регионы выпадения карбоната кальция – Западная Сибирь, республика Коми.

-СаSO₄ в основном выпадает при изменении давления и в некоторых случаях - при изменении температуры. Основные регионы – Западный и Южный Урал, Поволжье, Казахстан.

-ВаSО₄ выпадает в основном при изменении температуры, смешивании несовместимых вод. В итоге сульфат бария может выпасть по всей длине скважины – от забоя до устья. Выпадает в скважинах с высокой пластовой температурой (обычно более 100-120⁰С). Основные регионы – Северный Кавказ, Ставрополь, Казахстан.

Выпадение известняка можно предотвращать только в зоне размещения УЭЦН; предотвращение выпадения гипса и сульфата бария необходимо проводить по всей колонне скважины от забоя до устья, а в некоторых случаях - и в выкидных нефтепроводах.

Наиболее эффективным способом предотвращения отложения солей на сегодняшний день являются химические методы, а именно - использование ингибиторов отложений (добавление их в пластовую жидкость). Доставить ингибитор можно с помощью дозировочных насосов и капиллярных трубок. При этом закачивать ингибитор можно в затрубное пространство, на приём насоса, ниже установки, в призабойную зону. Также - через нагнетательные или эксплуатационные скважины непосредственно закачивать в пласт.

Кроме того, под установкой можно устанавливать различные контейнеры с теми или другими ингибиторами солеотложений. При наличии в потоке ингибиторов солеотложений происходит их опережающее взаимодействие с микрозародышами (в момент образования последних), в результате чего блокируется дальнейшее объединение микрозародышей, которые остаются в потоке воды, выносятся далее на поверхность и не представляют в дальнейшем опасности для оборудования.

2. Технологии выработки остаточных запасов нефти

МУН:

1. Гидродинамические МУН:

• Нестационарное заводненеие (в том числе циклическое);

• Уплотнение сеток скважин;

• Смена направления фильтрационных пластов (создание блочно-замкнутых систем заводнения, очаговое заводнение);

• Переход от рядных систем заводнения к площадным;

• Форсированный отбор жидкости (ФОЖ);

2. Физико-химические МУН:

• Полимерное заводнение;

• Щелочно-силикатное заводнение;

• Сернокислотное заводнение;

• Применение СО₂ (в вариантах оторочки, арбонизированного заводнения);

• Потокоотклоняющие технологии;

• Мицеллярное заводнение.

• Использование слабоконцентрированных ПАВ

• ВГВ – водо-газовое воздействие

3. Тепловые методы (термические МУН):

• Закачка пара;

• Закачка горячей воды;

• Создание внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ).

4. Газовые методы:

• Метод ГВД (метод рециркуляции газа в истощенных залежах при высоких давлениях);

• Технология смешивающегося вытеснения остаточной нефти при более низких давлениях;

• Технология СУГ (создание оторочки сниженного газа и проталкивание ее сухим газом);

• Метод ВГВ (водо-газовое воздействие на нефтяные пласты).

5. Другие методы

• уплотнение сетки скважин

• переход от одной системы разработки к другой (блоково-замкн., очаговое, избирательное заводнение)

• микробиологические методы

• акустические методы

• атомный взрыв

МИП:

1) повторная перфорация;

2) дострелы ранее невскрытых нефтенасыщенных интервалов;

3) СКО;

4) ГКО;

5) ТКО;

6) термогазохимическое воздействие;

7) электродинамическое воздействие.

Билет №41

1. Технологии применения ПАВ в качестве деэмульгаторов

Деэмульгаторы – это искусственные поверхностно-активные вещ-ва (ПАВ) – их активность должна быть намного выше активности природных ПАВов, которые образуют оболочку глобул.

Механизм действия деэмульгатора: отсорбируясь на частичках природных эмульгаторов молекулы деэмульгаторов изменяют их смачиваемость, при этом поверхностное натяжение понижается.

При столкновении капель происходит их слияние, таким образом, процесс разрушения нефтяных эмульсий деэмульгатором зависит от:

• Компонентного состава и св-в природных эмульгаторов.

• Типа коллойдно-хим. св-ва и удельного расхода применяемого деэмульгатора.

• Т, интенсивности и времени перемещивания эмульсии с реагентом.

Критерии выбора деэмульгатора: Производственными показателями эффективности явл:

• Его расход на тонну нефти

• Кач-во подготовленной нефти (содержание солей, мех.примесей, воды).

• Минерализация, Т и продолжительность отстоя.

• Кач-во деэмульгированной воды.

Также деэмульгатор не должен приводить к повышенной скорости коррозии.

По своим св-ам деэмульгаторы делятся на ионогенные и не ионогенные.

Ионогенные:

• при взаимодействии с пластовой водой образуют в-ва выпадающие в осадок.

• При разделении эмульсии типа н/в не эффективно разделяют нефть от воды.

• Имеют больший по сравнению с неионогенными удельный расход.

В настоящее время деэмульгатор этого типа практически не используется.

Неионогенные:

• Не взаимодействуют с растворенными в пласт воде солями

• Относительно маленький удельный расход (эти деэмульгаторы применяются исключительно для разрушения эмульсии типа в/н).

• Стоимость неионогенного выше стоимости ионогенных

Обладают хорошими моющими св-ми, что приводит к увеличению коррозии.