Научные основы герметизированных технологий подготовки скважинной продукции на поздней стадии разработки нефтяных месторождений

• Автор: Голубев, Михаил Викторович
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 2005
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 255 с. : ил.

ГЛАВА I. ОСНОВЫ УНИФИКАЦИИ ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИКИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ
1.1. Подбор рациональных точек подачи и оптимального расхода деэмульгаторов в системе нефтесбора
1.1.1. Исследование физико-химических свойств и состава фаз продукции скважин
1.1.2. Подбор параметров деэмульсации продукции добывающих скважин и защиты от коррозии внутрипромыслового оборудования
1.1.2.1. Определение деэмульгирующей способности ПАВ с целью определения их относительной эффективности
1.1.2.2. Определение защитной эффективности ингибиторов коррозии
1.1.2.3 Определение совместимости ингибитора коррозии и деэмульгатора
1.2. Разработка технических средств для эффективной подачи реагента на начальных участках системы нефтесбора
1.2.1. Глубинный насос-дозатор
1.2.2. Устройство для подачи реагента в затрубное пространство скважины
1.2.3. Устройство для дозировки реагента в нефтепровод
1.2.4. Способ обработки продукции куста скважин посредством подачи реагента на одну скважину
1.2.4.1. Способ нейтрализации сероводорода
1.2.4.2. Способ борьбы с отложениями асфальтенов, смол и парафинов при добыче нефти
Глава II. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ФИЗИЧЕСКИХ И ХИМИЧЕСКИХ СПОСОБОВ ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
2.1. Разработка составов реагентов, обеспечивающих высокую степень защиты от коррозии промыслового оборудования, раннюю путевую деэмульсацию и нейтрализацию сероводорода в скважинной продукции
2.1.1. Разработка ингибиторов сероводородсодержащих сред
2.1.2. Разработка состава эффективного деэмульгатора
2.1.3. Разработка состава нейтрализатора сероводорода
2.2. Электромагнитное поле, как метод физического воздействия на устойчивость эмульсии
2.2.1. Анализ влияния магнитного поля на различные по свойству, добываемые жидкости
2.2.1.1. Магнитные свойства нефтей и водонефтяных эмульсий
2.2.1.2. Магнитные свойства безводных нефтей
2.2.1.3. Магнитные свойства газонефтяного потока
2.2.1.4. Изменение структуры молекулы воды под воздействием магнитного поля
2.2.1.5. Процессы укрупнения капель воды
2.2.1.6. Зарядка капель воды в нефтепродукте
2.2.2. Результаты исследования влияния переменного магнитного поля низкой частоты на устойчивость нефтяных эмульсий
ГЛАВА III. УНИФИЦИРОВАННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ МАКСИМАЛЬНОГО СБРОСА ПО-ПУТНО-ДОБЫВАЕМОЙ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ
3.1. Совершенствование процесса предварительного сброса попутнодобываемой пластовой воды
3.2. Технологическое оборудование установок предварительного сброса воды и анализ эффективности его применения
3.2.1. Трубный водоотделитель (ТВО)
3.2.1.1. Расчет параметров ТВО для герметизированного сброса пластовой воды непосредственно на месторождении
3.2.1.2. Оценка экономической эффективности
3.2.2. Аппараты для обезвоживания нефти
3.2.2.1. Отстойник горизонтальный с перегородками (ОГН)
3.2.2.1.1. Выбор и расчет конструктивных параметров аппарата
3.2.2.1.2. Принцип работы аппарата
3.2.2.1.3. Особенности эксплуатации отстойника с перегородками
3.2.2.2. Трубчатый отстойник сепаратор (ТОС)
3.2.2.2.1. Принцип работы трубчатого отстойника-сепаратора
3.2.2.2.2. Конструктивная особенность аппарата
3.2.2.3. Оценка эффективности применения рассматриваемых аппаратов при осуществлении предварительного сброса воды
3.2.3. Модифицированный трубный газовый сепаратор
3.2.4. Отстойник для очистки пластовых вод (ОГВ)
3.2.5. Устройство для регулирования уровня раздела фаз в отстойных аппаратах
3.2.6. Делитель потока жидкости
3.3. Унификация технологии подготовки пластовой воды, сбрасываемой на УПСВ
ГЛАВА IV. НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПРИ ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ

1 - эксплуатационная колонна скважины; 2 - насосно-компрессорная труба;
3 - выкидная линия; 4 - контейнер для реагента; 5 - трубка; 6 - клапан; 7 - трубка;
8 - контрольные краны; 9 - указатель уровня; 10 - патрубки; 11 - манометр Рисунок 11 - технологическая схема подачи реагента в затрубное пространство скважины.
гент, оборудуют рекомендуемым устройством. Определяют плотность нефти и пластовой воды, извлекаемых из этой скважины. Водорастворимый реагент обычно имеет плотность больше, чем плотность пластовой воды. Поэтому для уменьшения плотности реагента разбавляют его пресной водой так, чтобы его плотность стала меньше, чем плотность пластовой воды. Готовый раствор реагента заливают в контейнер 4 для реагента. Уровень реагента в контейнере проверяют путем открытия контрольных кранов 8 или по указателю уровня 9. Для начала дозировки реагента в работающую скважину открывают кран на трубке 5 и устанавливают необходимую дозировку с помощью клапана 6 на трубке 7.
Например, с целью уменьшения коррозии оборудования скважины взяли водорастворимый реагент - ингибитор коррозии ИКБ-4АФ с плотностью