2. Состав и классификация аспо в системе сбора.

АСПО-сложная смесь УВ, состаящая из парафинов 20-70% по массе, асфальто-смолистых веществ 20-40% по массе, смол и мех примесей.

Парафины это предельные УВ. В нефти растворены парафины входящие в АСПО начиная с С16 по содержанию парафина нефть классифицируется на малопараифнистые менее 1,5%, парафинистые от1,5 -6 %, и высокопарафинистые более 6%.

Основой парафинов входящих в АСПО является углерод резины С37 до С53, они отличаются высокой температурой кипения, плотностью и молекулярной массой.

Асфальтены-это вещества бурого или коричневого цвета, плотность более тысячи кг/м3, массового содержания в нефтях достигает 5%.

АСПО классифицируются по след. Параметрам:

П/(А+С), где П-парафины, А-асфальтены, С-смолы.

Если П/(А+С) <0,9 то асфальтеновые отложения

От 0,9 до 1,1 смешанный тип, > 1,1 парафинистые отложения.

3. Перечислить факторы, влияющие на полноту извлечения нефти на объектах разработки (конечный кин).

1. Геологические

- ФЕС пластов (пористость, проницаемость, насыщенность, гидрофильность или гидрофобность пластов, нефтенасыщенность) и их распространение по площади коллектора. Литологическое строение пластов (слоистая и зональная неоднородность коллектора, трещинноватось, наличие разрывных нарушений и зон выклинивания коллектора)

2. Технологические

Размещение добывающих и нагнетательных скважин и режимы их работы, использование методов интенсификации притока и повышения нефтеотдачи пластов.

Билет №19

1. Осложнения при газлифтной эксплуатации.

Газлифтная эксплуатация - разновидность механизированной добычи нефти (8-10%). Различают:

- компрессорный газлифт – рабочим агентом является попутный газ нефтяных скважин, специально подготовленный на компрессорной станции (сжатие и осушка газа).

- бескомпрессорный газлифт – рабочим агентом является газ высокого давления из чисто газовых скважин, не требующий сжатия или газ из газовых месторождений.

- внутрискважинный газлифт - в высокодебитных скважинах с большим Рзаб, газовым фактором и Рзаб  Рнас.

Выделяют следующие осложнения при работе газлифтных скважин:

1. Образование гидратов в газопроводе и газлифтных пусковых клапанах происходит при некачественной осушке газа. Основным методом предотвращения гидратоотложений: в теплообменник (до 40 С) с 2002 г в низкодебитных скважинах начали спускать высокогерметичные НКТ с полимерными уплотнительными кольцами, что привело к сокращению в несколько раз количество скважин с отложениями гидратов.

2. Отложения парафина происходит в скважинах с невысокой пластовой температурой, которая у устья теряется и равна 50-30 С. В скважинах с низкой обводненностью парафин откладывается на глубине 300-500 м от устья. Ликвидация парафиновых пробок производится периодическими горячими обработками.

3. Отложения солей происходит по причине термохимической нестабильности пластовой воды, некачественной подготовке, по минеральному составу воды, используемой для ППД. Для борьбы применяется реагент ПАФ-13А. Закачку осуществляют двумя способами:

-дозирование в поток газа

-задавка в призабойную зону скважины.

Дозирование производится при помощи дозировочных насосов, которые устанавливаются на поверхности у газопроводов. Периодичность проведения продавки в ПЗС зависит от интенсивности выпадения солей в скважине.

Наличие песка в продукции практически не влияет на работу подземного оборудования. Однако происходит осаждение песка на забое до полного перекрытия интервала перфорации. Для выноса песка с забоя НКТ спускается ниже интервала перфорации, что увеличивает скорость потока жидкости и улучшает вынос песка на поверхность.