Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Шпоры по нефте-газо-промысловому делу, 14 билетов - файл 1.doc


Шпоры по нефте-газо-промысловому делу, 14 билетов
скачать (696.5 kb.)

Доступные файлы (1):

1.doc697kb.29.11.2011 03:53скачать

содержание
Загрузка...

1.doc

Реклама MarketGid:
Загрузка...
Билет 1

1. История применения нефти и газа, показатели добычи

До начала XVIII в. нефть в основном добывали из копанок, которые обсаживали плетнем. По мере накопления нефть вычерпывали и в кожаных мешках вывозили потребителям.

Колодцы крепились деревянным срубом, окончательный диаметр обсаженного колодца составлял обычно от 0,6 до 0,9 м с некоторым увеличением книзу для улучшения притока нефти к его забойной части.

Подъем нефти из колодца производился при помощи ручного ворота (позднее конного привода) и веревки, к которой привязывался бурдюк (ведро из кожи).

К 70-м годам XIX в. основная часть нефти в России и в мире добывается из нефтяных скважин. Так, в 1878 г. в Баку их насчитывается 301, дебит которых во много раз превосходит дебит из колодцев. Нефть из скважин добывали желонкой – металлическим сосудом (труба) высотой до 6 м, в дно которого вмонтирован обратный клапан, открывающийся при погружении желонки в жидкость и закрывающийся при ее движении вверх. Подъем желонки (тартание) велся вручную, затем на конной тяге (начало 70-х годов XIX в.) и с помощью паровой машины (80-е годы).

Первые глубинные насосы были применены в Баку в 1876 г., а первый глубинный штанговый насос – в Грозном в 1895 г. Однако тартальный способ длительное время оставался главным. Например, в 1913 г. в России 95 % нефти добыто желонированием.

Вытеснение нефти из скважины сжатым воздухом или газом предложено в конце XVIII в., но несовершенство компрессорной техники более чем на столетие задержало развитие этого способа, гораздо менее трудоемкого, по сравнению с тартальным.

Не сформировался к началу нашего века и фонтанный способ добычи. Из многочисленных фонтанов бакинского района нефть разливалась в овраги, реки, создавала целые озера, сгорала, безвозвратно терялась, загрязняла почву, водоносные пласты, море.

Некоторые показатели и сведения

  • 300 млн т в год – безопасный рубеж добычи нефти для России;

  • 10–11 млн т в год добыча нефти по Томской области (последнее десятилетие);

  • 9–11 т/сут. – добыча нефти (в среднем) из одной скважины по Томской области;

  • 3,2 млрд т нефти добывается в мире ежегодно;

  • 3,9 млрд т/год – ожидаемая добыча нефти в мире к 2005 г;

  • 22 трлн м3 газа добывается в мире ежегодно;

  • 139,57 млрд т нефти составляют доказанные запасы в недрах земли (на 1996 г.);

  • 398 трлн м3 газа составляют мировые ресурсы с учетом вероятных и возможных запасов (годовая добыча около 22000 млрд м3/год);

  • 105 млрд т нефти добыто в мире;

  • 624 млн т в год – максимальная добыча нефти в СССР (1988 г.);

  • 303,4 млн т в год – минимальная добыча нефти в России (1998 г.);

  • 350 млн т в год – прогнозы добычи нефти в России (на 2010 г.);

  • в 1901 г. в России добыто 11,987 млн т нефти;

  • 9583 м – глубина рекордной скважины США (1974 г.);

  • 5005 м – максимальная глубина скважины в Томской области.



2) Добыча нефти фонтанным способом

Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность составляет основное содержание процесса эксплуатации скважин. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии Wп , поступающих к забою скважины жидкости и газа, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности Wи.

Газожидкостная смесь, выходя из ствола скважин через специальное устьевое оборудование, направляется в сепараторы (отделители жидкости от газа) и замерные приспособления, затем поступает в промысловые трубопроводы. Для обеспечения движения смеси в промысловых трубопроводах на устье скважин поддерживается то или иное давление. ^ КРЕЦ РУЛИТ!!!

На основании изложенного, можно составить следующий энергетический баланс:

где ^ W1 – энергия на подъем жидкости и газа с забоя до устья скважины; W2 – энергия, расходуемая газожидкостной смесью при движении через устьевое оборудование; W3 – энергия, уносимая струей жидкости и газа за предел устья скважины, если Wи = 0, то эксплуатация называется фонтанной; при эксплуатация называется механизированной добычей нефти.

Передача энергии Wи осуществляется сжатым газом или воздухом, либо насосами, способ эксплуатации называется газлифтный или насосный.

Фонтанирование только от гидростатического давления пласта (Pпл) редко в практике эксплуатации нефтяных месторождений; условие фонтанирования

В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин. Это справедливо даже для месторождений с явно выраженным водонапорным режимом. Для водонапорного режима характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта.

Пластовый газ делает двойную работу: в пласте выталкивает нефть, а в трубах поднимает.


^ Билет 2

1. Нефть и газ, их состав и свойства

Нефть – горючая маслянистая жидкость, преимущественно темного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов.Цвет нефти варьируется от светло-коричневого до темно-бурого и черного.В нефти встречаются следующие группы углеводородов:

  • метановые (парафиновые) с общей формулой СnН2n+2;

  • нафтеновые – СnН2ni;

  • ароматические – СnH2n-6.

Химический состав нефти:0.1-5%серы. 11-14%водорода. 82-87%углеволородов.

1)Плотность нефти варьируется от 730 до 980÷1050 кг/м3 (плотность менее 800 кг/м3 имеют газовые конденсаты). По плотности нефти делятся на 3 группы:легкие до 870 ,Средние от 870-970, тяжелые свыше 970.2) Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других. Она зависит от силы взаимодействия между молекулами жидкости.Нефть имеет вязкость от 1 до 10мПа*с3) Испаряемость. Нефть теряет легкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах. 4) Сжимаемость – способность нефти (газа, пластовой воды) изменять свой объем под действием давления. При увеличении давления нефть сжимается. Для пластовых нефтей коэффициенты сжимаемости нефти βu колеблются в пределах 0,4÷14,0  ГПа-1 5) Газосодержание – важная характеристика нефти в пластовых условиях. Это количество газа, содержащееся в одном кубическом метре нефти. 6) Газовый фактор – отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20 °C, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре; показатель расхода пластовой энергии и определения газовых ресурсов месторождения. Газовый фактор изменяется от 20 до 1000 м3/т.

Газ. Углеводородные газы нефтяных и газовых месторождений представляют собой газовые смеси, состоящие главным образом из предельных углеводородов метанового ряда СnН2n+2, т. е. из метана СН4 и его гомологов – этана С2Н6, пропана С3Н8, бутана С4Н10 и других, причем содержание метана в газовых залежах преобладает, доходя до 98÷99 %.Кроме углеводородных газов, газы нефтяных и газовых месторождений содержат углекислый газ, азот, а в ряде случаев сероводород и в небольших количествах редкий газ, такой как гелий, аргон и др. 1. Плотность газов существенно зависит от давления и температуры. При давлении 0,1 МПа и температуре 0 °С плотность газов примерно в 1000 раз меньше плотности жидкости и изменяется для углеводородных газов от 0,7 до 1,5 кг/м32. Растворимость углеводородных газов в жидкости при неизменной температуре определяют по формуле S=αP(p в степени b) где S – объем газа, растворенного в единице объема жидкости, приведенной к стандартным условиям;
P – давление газа над жидкостью; α – коэффициент растворимости газа в жидкости, характеризующий объем газа (приведенный к стандартным условиям), растворенный в единице объема жидкости при увеличении давления на 1МПа;
b – показатель, характеризующий степень отклонения растворимости реального газа от идеального. Коэффициент растворимости α для нефтей и газов основных месторождений России изменяется в пределах 5÷11 м33 на 1МПа. Показатель b изменяется в пределах 0,8÷0,95.3. Вязкость нефтяного газа при давлении 0,1 МПа и температуре 0 °С обычно не превышает 0,01 мПа·с. С повышением давления и температуры она незначительно увеличивается. 5. Теплота сгорания газа какого-либо вещества определяется количеством тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или единицы объема данного вещества. Теплота сгорания газов выражается в кДж/кг и кДж/м36. Природные газы могут воспламеняться или взрываться, если они смешаны в определенных соотношениях с воздухом и нагреты до температуры их воспламенения при наличии открытого огня. Для метана эти пределы воспламенения составляют от 5 до 15 %. Эта смесь называется гремучей и давление при взрыве достигает 0,8 МПа ^ ПРОДАМ КОМПЬЮТЕР

2. Оборудование фонтанных скважин

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанная арматура изготавливается по ГОСТ 13846-89. Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку) и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами . Трубная обвязка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на колонную обвязку, предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве. Фонтанная елка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку, предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод.

Билет 3

1. Понятие о нефтяных залежах

Аккумулятором или вместилищем для воды, нефти и газа в недрах земной коры служит пласт-коллектор, называемый природным резервуаром, в кровле и подошве которого залегают покрышки, сложенные плохо проницаемыми породами.

Хорошими коллекторами являются осадочные породы: пески, песчаники, конгломераты, трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты. Слабопроницаемые породы, являющиеся кровлей и подошвой нефтяного месторождения: глина, сланец и др.

Иногда нефть может быть в трещинах и порах изверженных пород, но эти скопления, как правило, не имеют промышленного значения.

Образовавшиеся при определенных условиях нефть и газ, попав в природный резервуар, заполненный водой, перемещаются к его кровле, скапливаются там и попадают в ловушку. ^ ЗДЕСЬ МОГЛА БЫТЬ ВАША РЕКЛАМА

В ловушке любой формы при благоприятных условиях может произойти значительное скопление нефти и газа, называемое залежью. Совокупность залежей одной и той же группы (например, сводовых), находящихся в недрах земной коры единой площади, называется месторождением нефти и газа.

2. Освоение и пуск в работу фонтанных скважин

Освоение и пуск в работу фонтанных скважин осуществляется снижением давления на пласт путем:1)последовательной замены глинистого раствора в скважине жидкостью и газожидкостной смесью меньшей плотности (глинистый раствора вода нефть); 2)использования азота инертного или газа (вытеснением части жидкости из скважины, ее аэрацией); 3)свабирования.
Билет 4

1. Пористость, проницаемость, гранулометрический состав горных пород.

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин), не заполненных твердым веществом.

Виды пористости:

1) Полная (абсолютная, физическая). Характеризуется коэффициентом полной (абсолютной) пористости mп. mп – отношение суммарного объема пор Vпор в образце породы к видимому его объему Vобр.

2) Открытая. Характеризуется коэффициентом открытой пористости mo. mo – отношение объема открытых сообщающихся пор к объему образца.

Различают поровые каналы:

1. Сверхкапиллярные – ø больше 0,5 мм, движение жидкости свободно.

2. Капиллярные – ø 0,5÷0,0002 мм, движение жидкости возможно при значительных перепадах давления газы движутся легко.

3. Субкапиллярные – ø меньше 0,0002 мм, при существующих в пластах перепадах давления жидкость перемещаться не может. ^ ПРЕВЕД КРЕЦУ ОТ 8250

Гранулометрический (механический) состав – содержание в породе частиц различной величины, выраженное в весовых процентах.

На основании результатов механического анализа, проводимого в процессе эксплуатации месторождения, для оборудования забоев нефтяных скважин подбирают фильтры, предохраняющие скважину от поступления в нее песка, подбирают режимы промывок песчаных пробок и т. д. Анализ механического состава широко применяется не только для изучения свойств их происхождения, но и в нефтепромысловой практике. Механический состав определяют ситовым анализом (размер частиц α >0,05  мм), седиментационным, в жидкости различная скорость осаждения.

^ Проницаемость горных пород – важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т. е. способность пород пласта пропускать сквозь себя жидкость и газы при наличии перепада давления.

При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в пористой среде движутся нефть, газ, вода или, скажем, их смеси. В зависимости от того, что движется в пористой среде и каков характер движения, проницаемость одной и той же среды может быть различной. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (или фазовой) и относительной проницаемости.

Абсолютная проницаемость – проницаемость пористой среды при движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа или однородной жидкости).

Фазовая (эффективная) проницаемость – проницаемость породы для одного газа или жидкости при содержании в породе многофазных систем.

Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости данной пористой среды к абсолютной ее проницаемости. За единицу проницаемости принимается – проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью в 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м3/с.

Проницаемость естественных нефтяных коллекторов изменяется в очень широком диапазоне значений даже в пределах одного и того же пласта. Приток нефти и газа к забою скважин наблюдается в пластах с высоким пластовым давлением даже при незначительной проницаемости пород (10÷20 мкм 2·10-3 и менее). Проницаемость большинства нефтеносных и газоносных пластов составляет обычно несколько сот мкм2.
2. Принцип газлифтной эксплуатации нефтяных скважин.

Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Если притекающую пластовую энергию, характеризуемую газовым фактором, дополняют энергией газа, закачиваемого в скважину с поверхности, происходит искусственное фонтанирование, которое называется газлифтным подъемом, а способ эксплуатации – газлифтным (компрессорный).

^ Принцип действия газлифта. В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину, по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим. В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению. По воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей. Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора.

Билет 5

1. Горно-геологические параметры месторождений (геометрия, свойства коллекторов и др)

^ Горно-геологические параметры месторождения: а)геометрия месторождения (форма, площадь и высота месторождения, расчлененность на отдельные залежи и продуктивные пласты, глубина залегания); б)свойства коллекторов (емкостные – пористость, нефтенасыщенность; в)фильтрационные – проницаемость; литологические – гранулометрический состав, удельная поверхность, карбонатность; г) физические – механические, теплофизические и др.; д)физико-химические свойства флюидов;

ж)энергетическая характеристика месторождения; з)величина и плотность запасов нефти.

Размеры месторождений в среднем составляют: длина 5÷10 км, ширина 2÷3 км, высота (этаж нефтегазоностности) 50÷70 м.

По величине извлекаемых запасов залежи делят на: 1) мелкие(менее10 млн. т);

2) средние(10-30); 3) крупные (30-300); 4) уникальные (более 300)

^ Св-ва коллекторов:

Хорошими коллекторами(вместилищем для воды, нефти и газа в недрах земной коры) являются осадочные породы: пески, песчаники, известняки и доломиты. Промышленная ценность месторождения определяется не только его размерами, но в значительной степени и физическими свойствами коллекторов, пластовых жидкостей и газов, а также видом и запасом пластовой энергии.

Породы нефтяной (газовой) залежи характеризуются пористостью, гранулометрическим составом, проницаемостью, удельной поверхностью, карбонатностью, сжимаемостью и насыщенностью нефтью, газом и водой. Эти параметры пород продуктивного пласта необходимы для решения задач рациональной разработки и эксплуатации месторождений.

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин), не заполненных твердым веществом
Статическая полезная емкость коллектора Vст характеризует относительный объем пор и пустот, которые могут быть заняты жидкостью или газом.

Динамическая полезная емкость Vдин характеризует относительный объем пор и пустот, через которые фильтруются или могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте.


Различают поровые каналы: 1)Сверхкапиллярные; 2)Капиллярные; 3)Субкапиллярные. MADE BY 8250

Гранулометрический (механический) состав – содержание в породе частиц различной величины, выраженное в весовых процентах.

^ Проницаемость горных пород – важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора. Абсолютная проницаемость – проницаемость пористой среды при движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа или однородной жидкости).Фазовая (эффективная) проницаемость – проницаемость породы для одного газа или жидкости при содержании в породе многофазных систем. Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости данной пористой среды к абсолютной ее проницаемости

Карбонатность нефтегазосодержащих пород – это суммарное содержание (%) солей угольной кислоты в коллекторах.

основные физические свойства пластовых вод:

1. Минерализация 2. Плотность 3. Сжимаемость. 4. Растворимость 5. Электропроводность 6. Вязкость
2. Добыча нефти установками штанговых скважинных насосов (УСШН)

Две трети фонда (66 %) действующих скважин стран СНГ (примерно 16,3 % всего объема добычи нефти) эксплуатируются ШСНУ. Насосы спускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м, а в отдельных скважинах на 3200÷3400 м.

^ УСШН включает:

1. Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья.

2. Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Отличительная особенность ШСНУ состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг (рис. 1).

Штанговая глубинная насосная установка состоит из скважинного насоса ^ 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.
^ Штанговые скважинные насосы

ШСН обеспечивают откачку из скважин жидкости, обводненностью до 99 %.

По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы . Недостаток НСН – сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой-либо неисправности. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра.

В трубных же насосах для извлечения цилиндра из скважины необходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами, плунжером и НКТ). В этом коренное отличие между НСН и НСВ.

Насосная штанга предназначена для передачи возвратно-поступательного движения плунжер-насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах. Штанги соединяются муфтами. Имеются также трубчатые штанги. Особая штанга – устьевой шток, соединяющий колонну штанг с канатной подвеской.

Устьевое оборудование насосных скважин предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважин и подвешивания колонны НКТ.Устьевое оборудование типа ОУ включает устьевой сальник, тройник, крестовину, запорные краны и обратные клапаны.

Основные узлы станка-качалки – рама, стойка, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, редуктор с кривошипами и противовесами. Станки-качалки для временной добычи могут быть мобильными (на пневмоходу) с автомобильным двигателем.
Билет 6

1. Пористость, проницаемость, гранулометрический состав горных пород.

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин), не заполненных твердым веществом (табл.)

Виды пористости:

1) Полная (абсолютная, физическая). Характеризуется коэффициентом полной (абсолютной) пористости mп. mп – отношение суммарного объема пор Vпор в образце породы к видимому его объему Vобр.

2) Открытая. Характеризуется коэффициентом открытой пористости mo. mo – отношение объема открытых сообщающихся пор к объему образца.
Статическая полезная емкость коллектора Vст характеризует относительный объем пор и пустот, которые могут быть заняты жидкостью или газом.

Динамическая полезная емкость Vдин характеризует относительный объем пор и пустот, через которые фильтруются или могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте. ПРЕВДЕ КРЕЦУ ОТ 8250

Различают поровые каналы:

1. Сверхкапиллярные – ø больше 0,5 мм, движение жидкости свободно.

2. Капиллярные – ø 0,5÷0,0002 мм, движение жидкости возможно при значительных перепадах давления газы движутся легко.

3. Субкапиллярные – ø меньше 0,0002 мм, при существующих в пластах перепадах давления жидкость перемещаться не может.

Широкие измерения предела пористости одних и тех же пород объясняются действием многих факторов: взаимное расположение зерен, процесса цементации, растворения и отношения солей и др.

Гранулометрический (механический) состав – содержание в породе частиц различной величины, выраженное в весовых процентах.

От гранулометрического состава зависят не только пористость, но и другие важнейшие свойства пористой среды: проницаемость, удельная поверхность и др.

Проницаемость горных пород – важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т. е. способность пород пласта пропускать сквозь себя жидкость и газы при наличии перепада давления.

^ Проницаемость делится на: абсолютной, эффективной (или фазовой) и относительной проницаемости.
Абсолютная проницаемость – проницаемость пористой среды при движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа или однородной жидкости).

^ Фазовая (эффективная) проницаемость – проницаемость породы для одного газа или жидкости при содержании в породе многофазных систем.

Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости данной пористой среды к абсолютной ее проницаемости. За единицу проницаемости принимается – проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью в 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м3/с. Некоторое влияние на относительную проницаемость различных фаз оказывают физико-химические свойства жидкостей, проницаемость пород, градиент давления.


2. Принцип газлифтной эксплуатации нефтяных скважин

В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину, по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим – Hст. В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению.

отсюда

По затрубному пространству скважину под давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей.

Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой При этом давление из башмака подъемной трубы, где ^ L – длина подъемной трубы; h0 – расстояние от устья скважины до динамического уровня; hп = L – h0 – глубина погружения подъемной трубы в жидкость.

Применяют газлифты однорядные и двухрядные (рис.1)

Рис.1. Подъемники кольцевой системы
a – двухрядный; б – полуторорядный; в – однорядный

В однорядном в скважину опускают только одну колонну труб, по которой газожидкостная смесь поднимается из скважины на поверхность. В двухрядном подъемнике в скважину опускают две насосные колонны труб. По затрубному пространству этих колонн с поверхности подают газ, а по внутренней колонне труб на поверхность поднимается газожидкостная смесь. Однорядный подъемник менее металлоемок, но в нем нет достаточных условий для выноса песка с забоя скважины. Поэтому однорядный подъемник применяется на скважинах, эксплуатируемых без воды и выноса песка. В двухрядном подъемнике вынос газожидкостной смеси происходит по внутренней трубе меньшего диаметра. За счет этого возрастают скорости подъемника газожидкостной смеси и улучшаются условия для выноса из скважины воды и песка.

Для оборудования газлифтных подъемников применяют НКТ следующих диаметров: в однорядных подъемниках – от 48 до 89 мм и редко 114 мм, в двухрядных подъемниках – для наружного ряда труб 73, 89 и 114 мм, а для внутреннего – 48, 60 и 73 мм. При выборе диаметров НКТ необходимо иметь ввиду, что минимальный зазор между внутренней обсадной колонны и наружной поверхностью НКТ должен составлять 12÷15 мм.

^ Билет 7 MADE BY 8250

1. Ударное бурение (принцип, схема, применение)

При ударном бурении разрушение горных пород производится долотом 1, подвешенным на канате (рис1). Буровой инструмент включает также ударную штангу 2 и канатный замок 3. Он подвешивается на канате 4, который перекинут через блок 5, установленный на какой-либо мачте (условно не показана). Возвратно-поступательное движение бурового инструмента обеспечивает буровой станок 6.

По мере углубления скважины канат удлиняют. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота во время работы.

Для очистки забоя от разрушенной породы буровой инструмент периодически извлекают из скважины, а в нее опускают желонку, похожую на длинное ведро с клапаном в дне. При погружении желонки в смесь из жидкости (пластовой или наливаемой сверху) и разбуренных частиц породы клапан открывается и желонка заполняется этой смесью. При подъеме желонки клапан закрывается и смесь извлекается наверх.

По завершении очистки забоя в скважину вновь опускается буровой инструмент и бурение продолжается.

Во избежание обрушения стенок скважины в нее спускают обсадную трубу, длину которой наращивают по мере углубления забоя.

В настоящее время при бурении нефтяных и газовых скважин ударное бурение в нашей стране не применяют.

MADE BY 8250

Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращательного бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а разрушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка.


2. Понятие о сборе, подготовке и транспорте скважинной продукции (схема необходима)

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).

На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти (рис. 2). 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. 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.

Рис. 2.
^ 1 – нефтяная скважина; 2 – автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ); 3 – дожимная насосная станция (ДНС); 4 – установка очистки пластовой воды; 5 – установка подготовки нефти; 6 – газокомпрессорная станция; 7 – центральный пункт сбора нефти, газа и воды; 8 – резервуарный парк

Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.

^ Транспорт продукции осуществляется следующими способами:

Железнодорожный транспорт

Достоинства: универсальность, высокая скорость доставки, широкая зона доставки.

Недостатки большие капитальные затраты при строительстве и ремонте линий, значительные потери при транспорте и разгрузочно-погрузочных операциях.

Водный транспорт нефти делится на речной и морской. Грузоподъемность современных морских супертанкеров достигает миллиона тонн.

Трубопроводный транспорт

К магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы диаметром от 529 до 1220 мм и протяженностью 50 км и более.

К магистральным нефтепродуктоводам относятся трубопроводы диаметром не менее 219 мм и протяженностью 50 км и более.

Достоинства: наиболее низкая себестоимость перекачки, , высокая производительность труда, незначительные потери нефти и нефтепродуктов при перекачке, возможность наращивания пропускной способности трубопровода.

Недостатки: крупные единовременные капитальные вложения в строительство, потребность в крупных материальных затратах на заполнение всего трубопровода нефтью или нефтепродуктом при вводе в эксплуатацию.

Автомобильный транспорт

Достоинства: доставку небольших партий нефтепродуктов на различные расстояния с большой скоростью.

Недостатки: высокие затраты на эксплуатацию, сравнительно небольшая грузоподъемность автоцистерн, зависимость от наличия и технического состояния дорог.

Воздушный транспорт нефтепродуктов из-за значительной стоимости применяют лишь для снабжения отдельных пунктов на Крайнем Севере.
Вариант 8

1. Вращательное бурение (роторное) – принцип, схема.

^ Бурение скважин – сложный технологический процесс строительства ствола буровых скважин, состоящий из следующих основных операций: 1)углубление скважин посредством разрушения горных пород буровым инструментом; 2)удаление выбуренной породы из скважины; 3)крепление ствола скважины в процессе ее углубления обсадными колоннами; 4)проведение комплекса геолого-геофизических работ по исследованию горных пород и выявлению продуктивных горизонтов; 4)спуск на проектную глубину и цементирование последней (эксплуатационной) колонны.

Вращательный способ бурения – по характеру мех-ский способ, включающий в себя роторное, турбинное, реактивно-турбинное, бурение с использованием электробура и винтовых забойных двигателей.

^ Принцип работы: Ротор передает вращательное движение бурильному инструменту, поддерживает на весу колонну бурильных или обсадных труб и воспринимает реактивный крутящий момент колонны, создаваемый забойным двигателем. Во время работы вращательное движение от лебедки с помощью цепной передачи сообщается валу и преобразуется в поступательное вертикальное движение ведущей трубы, зажатой в роторном столе зажимами.

Основными элементами винтового двигателя являются статор и ротор. Статор изготовлен нанесением специальной резины на внутреннюю поверхность стального корпуса. Внутренняя поверхность статора имеет вид многозаходной винтовой поверхности. А ротор изготовляют из стали в виде многозаходного винта. Количество винтовых линий на одну меньше, чем у статора.

^ Винтовой двигатель:

a – общий вид; б – полости, образуемые между ротором (винтом) и статором; 1 – переводник; 2 – корпус двигательной секции; 3 – статор; 4 – ротор; 5 – карданный вал; 6 – корпус шпинделя; 7 – торцовый сальник; 8 – многорядный радиально-упорный подшипник; 9 – радиально резинометаллическая опора; 10 – вал шпинделя

Ротор расположен в статоре с эксцентриситетом. Благодаря этому, а также вследствие разницы чисел заходов в винтовых линиях статора и ротора, их контактирующие поверхности образуют ряд замкнутых полостей – шлюзов между камерами высокого давления у верхнего конца ротора и пониженного давления у нижнего. Шлюзы перекрывают свободный ток жидкости через двигатель, а самоё главное – именно в них давление жидкости создает вращающий момент, передаваемый долоту.
2. Понятие о ремонте скважин.

Все работы по вводу скважин в эксплуатацию связаны со спуском в них оборудования: НКТ, глубинных насосов, насосных штанг и т. п. В процессе эксплуатации скважин фонтанным, компрессорным или насосным способом нарушается их работа, что выражается в постепенном или резком снижении дебита, иногда даже в полном прекращении подачи жидкости. Работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважины связаны с подъемом подземного оборудования для его замены или ремонта, очисткой скважины от песчаной пробки желонкой или промывкой, с ликвидацией обрыва или отвинчивания насосных штанг и другими операциями. MADE BY 8250

Более сложные работы, связанные с ликвидацией аварии с обсадной колонной (слом, смятие), с изоляцией появившейся в скважине воды, переходом на другой продуктивный горизонт, ловлей оборвавшихся труб, кабеля, тартального каната или какого-либо инструмента, относятся к категории капитального ремонта. Работы по капитальному ремонту скважин выполняют специальные бригады. Задачей промысловых работников, в том числе и работников подземного ремонта скважин, является сокращение сроков подземного ремонта, максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.

Под межремонтным периодом работы скважин понимается время между двумя последовательно проводимыми ремонтами. Продолжительность межремонтного периода работы скважины обычно определяют один раз в квартал (или полугодие) путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение квартала (полугодия), на число подземных ремонтов за то же рабочее время в данной скважине.

Для удлинения межремонтного периода большое значение имеет комплексный ремонт – ремонт наземного оборудования и подземный ремонт скважины. Чтобы гарантийный срок работы скважины был выдержан, ремонт наземного оборудования должен быть совмещен с подземным ремонтом. Поэтому на промысле заранее должны быть составлены комплексные графики на подземный ремонт и на ремонт наземного оборудования.

Коэффициент эксплуатации скважин – отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации всегда меньше 1 и в среднем по нефте- и газодобывающим предприятиям составляет 0,94÷0,98, т. е. от 2 до 6 % общего времени приходится на ремонтные работы в скважинах.

Для ремонта скважин используют подъемные агрегаты и специальное оборудование. Агрегат для ремонта скважин – это подъемная установка, укомплектованная из самоходного транспорта, лебедки, вышки, талевой системы и другого оборудования (ротор, промывочный насос и др.). Примеры агрегатов и подъемных установок для ремонта скважин: Азинмаш 43-А, А-50У, КОРО-80, АР-32, А60/80, КВМ-60, АПРС-40 (с применением стальных труб с резьбовыми муфтовыми соединениями) и М-10, М-20, М-40 (с применением гибких непрерывных труб).
Билет 9

1. Бурение скважин с применением забойных двигателей.

В качестве забойных двигателей при бурении используют турбобур, электробур и винтовой двигатель, устанавливаемые непосредственно над долотом.

Турбобур (рис. 1) – это многоступенчатая турбина (число ступеней до 350), каждая ступень которой состоит из статора, жестко соединенного с корпусом турбобура, и ротора, укрепленного на валу турбобура. Поток жидкости, стекая с лопаток статора, натекает на лопатки ротора, отдавая часть своей энергии на создание вращательного момента, снова натекает на лопатки статора и т. д. Хотя каждая ступень турбобура развивает относительно небольшой момент, благодаря их большому количеству, суммарная мощность на валу турбобура оказывается достаточной, чтобы бурить самую твердую породу.

Рис.1. Турбобур
a – общий вид; б – ступень турбобура; 1 – вал; 2 – корпус; 3 – ротор; 4 – статор

При турбинном бурении в качестве рабочей используется промывочная жидкость, двигающаяся с поверхности земли по бурильной колонне к турбобуру. С валом турбобура жестко соединено долото. Оно вращается независимо от бурильной колонны.

При бурении с помощью электробура питание электродвигателя осуществляется через кабель, укрепленный внутри бурильных труб. В этом случае вместе с долотом вращается лишь вал электродвигателя, а его корпус и бурильная колонна остаются неподвижными.

Основными элементами винтового двигателя (рис. 2) являются статор и ротор. Статор изготовлен нанесением специальной резины на внутреннюю поверхность стального корпуса. Внутренняя поверхность статора имеет вид многозаходной винтовой поверхности. А ротор изготовляют из стали в виде многозаходного винта. Количество винтовых линий на одну меньше, чем у статора.

Рис.2. Винтовой двигатель
a – общий вид; б – полости, образуемые между ротором (винтом) и статором; 1 – переводник; 2 – корпус двигательной секции; 3 – статор; 4 – ротор; 5 – карданный вал; 6 – корпус шпинделя; 7 – торцовый сальник; 8 – многорядный радиально-упорный подшипник; 9 – радиально резинометаллическая опора; 10 – вал шпинделя

2. Стадии разработки месторождений (привести схему).

Стадия – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей добыча нефти, добыча жидкости (нефть и вода), обводненность добываемой жидкости nв, коэффициент нефтеотдачи, число скважин, пластовое и забойное давления и др

. превед крецу от 8250

Выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме (Рис 2). Графики построены в зависимости от безразмерного времени τ, представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.

Рис.2.
^ 1 – освоение эксплуатационного объекта; 2 – поддержание высокого уровня добычи нефти; 3 – значительное снижение добычи нефти; 4 – завершающая

Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта – характеризуется: интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного; быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6÷0,8 от максимального; резким снижением пластового давления; небольшой обводненностью продукции nв; достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Kн (около 10 %).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4÷5 лет.

Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти – характеризуется: более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти; ростом числа скважин; нарастанием обводненности продукции nв; отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти; текущим коэффициентом нефтеотдачи η, составляющим к концу стадии 30÷50 %, а для месторождений с "пиком" добычи – 10÷15 %.

Третья стадия – значительное снижение добычи нефти – характеризуется: снижением добычи нефти (в среднем на 10÷20 % в год); темпом отбора нефти на конец стадии 1÷2,5 %; уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции; прогрессирующим обводнением продукции nв до 80÷85 %; повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи Kн на конец стадии до 50÷60 ; суммарным отбором жидкости 0,5÷1 объема от балансовых запасов нефти.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача – замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5÷10 и более лет. Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80÷90 % извлекаемых запасов нефти.

Четвертая стадия – завершающая – характеризуется: малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти ^ Tдн (в среднем около 1 %); большими темпами отбора жидкости Tдж; высокой медленно возрастающей обводненностью продукции; более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения; отбором за период стадии 10÷20 % балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15÷20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности.
Билет 10

1. Основные элементы бурильной установки вращательного бурения.

Буровая установка – это комплекс наземного оборудования, необходимый для выполнения операций по проводке скважины. В состав буровой установки входят (рис. 1): буровая вышка; оборудование для механизации спуско-подъемных операций; наземное оборудование, непосредственно используемое при бурении; силовой привод; циркуляционная система бурового раствора; привышечные сооружения.

Рис. 1. Буровая установка
1 – долото; 2 – наддолотная утяжеленная бурильная труба; 3 – переводник; 4 – центратор; 5 – муфтовый переводник; 6, 7 – утяжеленные бурильные трубы; 8 – переводник; 9 – предохранительное кольцо; 10 – бурильные трубы; 11 – предохранительный переводник; 12, 14 – переводники штанговые нижний и верхний; 13 – ведущая труба; 15 – переводник вертлюга; 16 – вертлюг; 17 – стояк; 18 – шланг; 19 – крюк; 20 – талевый блок; 21 – вышка; 22 – кронблок; 23 – редуктор; 24 – лебедка; 25 – ротор; 26 – шламоотделитель; 27 – буровой насос

2. Куст скважины, сетка скважины

Сетка скважин – характер взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин на эксплуатационном объекте с указанием расстояний между ними. Скважины располагают по равномерной сетке и неравномерной сетке.




^ Куст скважин – это расположение их устьевых частей на близком расстоянии (примерно 7,3 м) в определенном порядке, с целью экономии средств при бурении и эксплуатации сважины.


Билет 11

2. Резервуары для хранения нефти, принцип их расчета

Промысловые резервуары составляют важную часть производст­венных фондов предприятий по хранению нефти, которые представ­ляют собой ёмкости различных размеров и предназначаются для накоп­ления, кратковременного хранения и учёта сырой, промысловой и то­варной нефти. Группу резервуаров, сосредоточенных в одном месте, принято называть резервуарным парком или сборным пунктом (НСП). В зависимости от назначения НСП различают промежуточные, промы­словые (технологические) и товарные. Резервуарные парки, служащие для приёма и хранения нефти, прошедшей процессы обезвоживания и обессоливания, называются товарными парками.

Нефтяные резервуары строятся на месте из несгораемых материа­лов в наземном, полуподземном и подземном исполнении. Они могут быть металлическими или железобетонными, размещёнными на по­верхности земли, полузаглубленными и заглубленными под уровень земли. Полузаглубленные и заглубленные резервуары строятся только из железобетона.

Промысловые резервуары строят ёмкостью от 100 до 10000м3. Стальные резервуары сооружают с постоянной или переменной толщи­ной стенок корпуса. В зависимости от объёма и высоты резервуара их изготовляют из листовой стали толщиной от 4 до 10 мм. По технологи­ческим условиям (сварка) листовая сталь толщиной менее 4 мм не мо­жет применяться, если даже расчётная толщина стенки получается меньше. При сооружении корпуса резервуара стальные пояса могут располагаться тремя способами: ступенчатым, телескопическим и встык. Стенки вертикальных цилиндрических резервуаров при отсутст­вии избыточного давления над поверхностью жидкости испытывают давление, зависящее от высоты столба уровня жидкости до рассматри­ваемого пояса резервуара.

Например, на глубине (h) стенки резервуара испытывают внут­реннее давление (Р) равное:

, где h - высота от уровня жидкости до рассматриваемого пояса ре­зервуара; р - плотность жидкости, кг/м; g - ускорение силы тяжести, м/с2.

Толщину стенки () резервуара определяют из уравнения: где D - диаметр резервуара; Rz - допустимое напряжение на растяжение, ориентированное на мартеновскую сталь (Rz = Н/м2).

Толщину стали днища резервуаров не рассчитывают и принимают обычно не более 5 мм, так как гидростатическое давление воспринима­ется фундаментом. Крыши резервуаров изготовляют из листовой стали толщиной не более 2,5 мм. Крыши бывают: конические, сферические, плоские. На промыслах применяют чаще всего резервуары с плоскими крышами, обеспечивающие наименьшие потери легких фракций.

Билет 12

1. Цели и назначение буровых скважин

Цели и назначение буровых скважин различные. Эксплуатационные скважины закладывают на полностью разведанном и подготовленном к разработке месторождении. В категорию эксплуатационных входят не только скважины, с помощью которых добывают нефть и газ (добывающие скважины), но и скважины, позволяющие организовать эффективную разработку месторождения (оценочные, нагнетательные, наблюдательные скважины).

Оценочные скважины предназначены для уточнения режима работы пласта и степени выработки участков месторождения, уточнения схемы его разработки.

Нагнетательные скважины служат для организации законтурного и внутриконтурного нагнетания в эксплуатационный пласт воды, газа или воздуха в целях поддержания пластового давления.

Наблюдательные скважины сооружают для систематического контроля за режимом разработки месторождения.

Конструкция эксплуатационной скважины определяется числом рядов труб, спускаемых в скважину и цементируемых в процессе бурения для успешной проводки скважин, а также оборудованием ее забоя


2. Свойство пластовой воды

Пластовые воды являются обычным спутником нефти.

Вода обладает способностью смачивать породу и потому она обволакивает тончайшей пленкой отдельные зерна ее, а также занимает наиболее мелкие поровые пространства. Вода, залегающая в одном и том же пласте вместе с нефтью или газом, называется пластовой. В нефтегазоносных залежах распределение жидкостей и газов соответствует их плотностям: верхнюю часть пласта занимает свободный газ, ниже залегает нефть, которая подпирается пластовой водой. Однако пластовая вода в нефтяных и газовых залежах может находиться не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные породы залежей. Эту воду называют связанной или погребенной.

Осадочные породы, являющиеся нефтяными коллекторами, формировались, в основном, в водных бассейнах. Вода, при вытеснении ее нефтью в процессе образования нефтяных залежей, частично удерживалась в пластах в виде тончайших пленок на поверхности зерен песка.

В состав вод нефтяных месторождений входят хлориды, бикарбонаты и карбонаты металлов натрия, кальция, калия и магния. Содержание хлористого натрия может доходить до 90 % от общего содержания солей. Часто присутствует йод и бром. пр

Воды нефтяных месторождений отличаются от поверхностных или отсутствием сульфатов (соединений SO4), или их слабой концентрацией. Могут содержать бактерии органических веществ, которые придают различную окраску (розовую, красную, молочную).

Отношение объема воды, содержащейся в породе, к объему пор этой же породы называется коэффициентом водонасыщенности

где ηв – коэффициент водонасыщенности; ^ Vв – объем воды в породе; Vп – объем пор.

Содержание связанной воды в породах нефтяных залежей колеблется от долей процента до 70 % объема пор и в большинстве коллекторов составляет 20÷30 % этого объема. Превед крецу от 8250

Основные физические свойства пластовых вод:

1. Минерализация воды характеризуется количеством растворенных в ней минеральных солей. Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Степень их минерализации колеблется от нескольких сот граммов на 1 м3 в пресной воде до 80 кг/м3 в сильноминерализованных водах и до 30 кг/м3 – в рапах.

2. Плотность воды зависит от степени ее минерализации и от температуры и составляет примерно от 1010 до 1080 кг/м3 и более.

3. Сжимаемость. Коэффициент сжимаемости воды, т. е. изменение единицы объема ее при изменении давления на 0,1 МПа в пластовых условиях, находится в пределах 3,7·10-5÷5·10-5/0,1 МПа в зависимости от температуры и абсолютного давления. Содержание в воде растворенного газа повышает ее сжимаемость.

4. Растворимость газов в воде значительно ниже растворимости их в нефтях. Рост минерализации воды способствует уменьшению растворимости в ней газа.

5. Электропроводность находится в прямой зависимости от минерализации вод. Пластовые воды являются электролитом.

6. Вязкость пластовой воды при 20 °С составляет 1 мПа·с, а при 100 °С – 0,284 мПа·с.

Билет 13

1. Конструкция скважин.

Скважина – цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше длины (диаметр D > 50÷75 мм, длину L > 5÷7 мм). Начало скважины называется устьем, цилиндрическая поверхность – стенкой или стволом, дно – забоем. Расстояние от устья до забоя по оси ствола определяет длину скважины, а по проекции оси на вертикаль – ее глубину. Максимальный начальный диаметр нефтяных и газовых скважин обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 165 мм .


2. Трубопроводы: виды, основные характеристики, принцип расчета толщины стенки трубы

^ Трубопроводный транспорт нефтегрузов осуществляется по специальным трубопроводам от мест производства к местам потребления. По перекачиваемому продукту магистральные трубопроводы подразделяют на нефтепроводы, перекачивающие нефть, и нефтепродуктоводы, перекачивающие бензины, дизельные топлива, керосины, мазуты. ПРЕВЕД КРЕЦУ ОТ 8250

К магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы диаметром от 529 до 1220 мм и протяженностью 50 км и более, предназначенные для доставки нефти из районов добычи на нефтеперерабатывающие заводы или пункты налива нефти в железнодорожные вагоны-цистерны или в места погрузки ее на танкеры. К магистральным нефтепродуктоводам относятся трубопроводы диаметром не менее 219 мм и протяженностью 50 км и более, предназначенные для транспортировки нефтепродуктов из районов их производства, а также перевалочных нефтебаз в районы потребления – до распределительных нефтебаз, наливных станций, портов, крупных промышленных предприятий, ТЭЦ и др.

Достоинства трубопроводного транспорта: наиболее низкая себестоимость перекачки; небольшие удельные капитальные вложения на единицу транспортируемого груза и быстрая окупаемость затрат при строительстве трубопроводов; бесперебойная поставка в течение года, практически не зависящая от климатических условий; высокая производительность труда; незначительные потери нефти и нефтепродуктов при перекачке; сравнительно короткие сроки строительства; возможность перекачки нескольких сортов нефти и нефтепродуктов по одному трубопроводу; возможность наращивания пропускной способности трубопровода за счет строительства дополнительных насосных станций и прокладки параллельных участков (лупингов).

Недостатки трубопроводного транспорта: крупные единовременные капитальные вложения в строительство (необходимо проложить весь трубопровод); потребность в крупных материальных затратах на заполнение всего трубопровода нефтью или нефтепродуктом при вводе в эксплуатацию. Особенно велики эти затраты для магистральных нефтепродуктоводов: большая металлоемкость, необходимость устойчивого грузопотока на длительное время, небольшая скорость движения нефти и нефтепродуктов (5÷10 км/ч).


Билет 14

1. Температура и давление в горных породах и скважинах

Повышение температуры горных пород с глубиной характеризуется геотермическим градиентом (величиной приращения температуры на 100 м глубины, начиная от пояса постоянной температуры):
где ^ Г – температура горных пород на глубине H , м (в °С);
Tср – средняя температура на уровне пояса постоянной годовой температуры в данном районе, °С; h – глубина пояса постоянной годовой температуры.

В среднем для осадочного чехла геотермический градиент принимается равным 3 °С/100 м. Пластовую температуру на глубине H можно рассчитать по уравнению регрессии:


где– пластовая температура (в °С) на глубине;^ Г – геотермический градиент в °С /м.
Горное давление обусловлено весом вышележащих пород, интенсивностью и продолжительностью тектонических процессов, физико-химическими превращениями пород и т. п. При известной мощности h и ρ плотности каждого слоя пород вертикальная компонента горного давления (в Па) определяется следующим уравнением:
где g – ускорение свободного падения;
n – число слоев.
Это уравнение выражает геостатическое давление.

Значение бокового горного давления определяется величиной вертикальной компоненты давления, коэффициентом Пуассона пород и геологическими свойствами пород.

Пластовое давление – внутреннее давление жидкости и газа, заполняющих поровое пространство породы, которое проявляется при вскрытии нефтеносных, газоносных и водоносных пластов. Оно определяется комплексом природных факторов: геостатическим, геотектоническим и гидростатическим давлениями, степенью сообщаемости между пластами и т. п. Для большей части месторождений пластовое давление обычно равно гидростатическому.

Гидростатическое давление (в Па) – давление столба жидкости на некоторой глубине

, где ρж – плотность столба жидкости, кг/м3;
H – высота столба жидкости, м.
2. Газосепараторы (назначение, принцип расчета)

Рассмотрим основные принципы технологических процессов промысловой подготовки нефти и воды. Продукция нефтяных скважин прежде всего подвергается процессу сепарации (отделению от нефти газа, а также воды). Сепарацию нефти выполняют в специальных агрегатах-сепараторах, которые бывают вертикальными и горизонтальными. Вертикальный сепаратор (рис. 1) состоит из четырех секций.




Рис. 1. Вертикальный сепаратор
I – основная сепарационная секция; II – осадительная секция; III – секция сбора нефти; IV – секция каплеудаления; ^ 11 – патрубок ввода газожидкой смеси; 2 – раздаточный коллектор со щелевым выходом; 3 – регулятор давления "до себя" на линии отвода; 4 – жалюзный каплеуловитель; 5 – предохранительный клапан; 6 – наклонные полки; 7 – поплавок; 8 – регулятор уровня и линии отвода нефти; 9 – линия сбора шлама; 10 – перегородки; 11 – уровнемерное стекло; 12 – дренажная труба

Секция I – это секция интенсивного выделения газа из нефти. Газоводонефтяная смесь под большим давлением поступает в рабочее пространство сепаратора с увеличенным объемом. За счет резкого снижения скорости потока вода и газ отделяются от нефти и поступают: вода в нижние секции, а газ удаляется из сепаратора через верхний патрубок. Повышенный эффект сепарации обеспечивается при тангенциальном подводе газа в сепаратор. В этом случае поток газоводонефтяной смеси попадает в рабочее пространство цилиндрического корпуса сепаратора по касательной и перемещается путем вращения по стенкам корпуса, что создает оптимальные условия для отделения воды и газа, затем нефть поступает в секцию II сепаратора, где стекает под действием тяжести вниз по наклонным полкам тонким слоем. После секции II нефть попадает в секцию III – сбора нефти. Секция IV – это секция каплеудаления, предназначена для улавливания капель жидкости, увлекаемых выходящим потоком газа. MADE BY 8250

Горизонтальные сепараторы имеют ряд преимуществ перед вертикальными: большую пропускную способность и более высокий эффект сепарации. Принцип работы горизонтальных сепараторов аналогичен вертикальным.

При подъеме и последующем спуске по входному трубопроводу происходит разделение жидкости и газа, и газ по газоотводящим трубкам отводится к каплеулавливателю и после этого направляется в газовод, вместе с газом, отделенным в корпусе сепаратора, направляется на ГПЗ. Обезвоживание и обессоливание нефти – взаимосвязанные процессы, т. к. основная масса солей сосредоточена в пластовой воде и удаление воды приводит одновременно к обессоливанию нефти.


Скачать файл (696.5 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru