Обьект,система и технологии разработки.
Билет №1
Билет №2
Показатели разработки нефтяных и газовых месторождений.
2.Основные процессы промысловой подготовки нефти.
1.Для характеристики процесса извлечения нефти из недр применяют показатели, определяющие во времени как интенсивность, так и степень извлечения нефти, воды и газа.
Добыча нефти qн — основной показатель, сумммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча qнс, приходящаяся на одну скважину. Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.
Добыча жидкости qж — суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.
Добыча газа qг . Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т. е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор как технологический показатель разработки определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.
2. Целью промысловой подготовки нефти является ее дегазация, обезвоживание, обессоливание и стабилизация.
Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат, в котором это происходит, называется сепаратором, а сам процесс разделения – сепарацией.
Под обезвоживанием в нефтепромысле понимают разрушение водонефтяной эмульсии(мех. смесь нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии жидкостей), которая образуется в смеси нефти и воды, движущаяся по НКТ и извлеченного пласта.
Обессоливание нефти осуществляется смешиванием обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Делается это с целью уменьшения концентрации соли в воде, т.к. даже в обезвоженной нефти остается некоторое кол-во воды, в которой и растворяется соль.
Под процессом стабилизациинефти понимается отделение от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке
Билет №3
Физико-химические свойства пластовых флюидов и пород коллекторов
Билет №4
Конструкция оборудования забоев скважин.
Билет №7
Факторы влияющие на коэффициент нефтеизвлечения
Билет №8
Виды пластовой энергии. Режим разработки нефтяной и газовой залежи.
Билет №9
Учет совершенства забоев скважин.
Билет №10
Стадии разработки газовых месторождений.
Устройство и принцип работы штанговой скваженной установки. Типы насосов.
Принцип работы ШСНУ.
При ходе плунжера вверхнагнетательный клапан закрывается, жидкость над плунжером поднимается на длину его хода и через тройник 6попадает в сборную сеть. Всасывающий клапан насоса открывается, и жидкость из скважины попадает в цилиндр насоса.
При движении плунжера и штанг внизклапан закрывается, воздействие столба жидкости передается на трубы. В этом случае нагнетательный клапан открывается и продукция скважины перетекает в пространство над плунжером. Далее начинается новый цикл хода плунжера вверх.
Сальник предусмотрен для герметизации устьевой арматуры при возвратно-поступательном движении полированного штока , соединяющего штанги с канатной подвеской . Станок-качалка уравновешен балансирным и роторным грузами, сглаживающими неравномерность нагрузки станка.
Насосы
На промыслах применяют насосы различных размеров и конструкций. Наиболее широко распространены насосы двух видов:
- невставные (трубные)
- вставные.
Основные особенности их состоят в следующем.
Цилиндр невставных насосовспускают в скважину на насосно-компрессорных трубах, а клапаны и плунжер — на штангах.
Билет №11
Билет №12
Билет №13
Билет №14
Билет №15
Билет №16
Билет №17
Билет №18
Билет №19
Область применения газлифта
Область применения газлифта – высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.). Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущи
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 -Нст. В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению.
Рпл= Нст· r·g , отсюда Нст = Рпл/ r·g .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. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой:
хся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.
Билет №20
Билет №21
Билет №22
Принцип работы ШСНУ.
При ходе плунжера вверхнагнетательный клапан закрывается, жидкость над плунжером поднимается на длину его хода и через тройник 6попадает в сборную сеть. Всасывающий клапан насоса открывается, и жидкость из скважины попадает в цилиндр насоса.
При движении плунжера и штанг внизклапан закрывается, воздействие столба жидкости передается на трубы. В этом случае нагнетательный клапан открывается и продукция скважины перетекает в пространство над плунжером. Далее начинается новый цикл хода плунжера вверх.
Сальник предусмотрен для герметизации устьевой арматуры при возвратно-поступательном движении полированного штока , соединяющего штанги с канатной подвеской . Станок-качалка уравновешен балансирным и роторным грузами, сглаживающими неравномерность нагрузки станка.
Насосы
На промыслах применяют насосы различных размеров и конструкций. Наиболее широко распространены насосы двух видов:
- невставные (трубные)
- вставные.
Основные особенности их состоят в следующем.
Цилиндр невставных насосовспускают в скважину на насосно-компрессорных трубах, а клапаны и плунжер — на штангах.
Билет №25
Билет №5
Билет №6
Билет 23
Билет 24
Билет №1
Обьект,система и технологии разработки.
2.Условия притока жидкостей и газов. Основные понятия и определения.
1.Объект разработки — это искусственно выделенное в пределах месторождения геологическое образование (пласт, массив, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, которые извлекают из недр определенной группой скважин. Если в объект включить все пласты в пределах месторождения, то понятия объекта и месторождения равнозначны.
При выделении объектов следует учитывать следующее.
1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов.
2. Физико-химические свойства нефти, воды и газа.
3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов.
4. Техника и технология эксплуатации скважин.
Система разработки — это совокупность взаимосвязанных инженерных решений: выбор объектов и установление последовательности их разработки; определение числа, соотношения и расположения добывающих и нагнетательных скважин основного и резервного фондов; обоснование метода воздействия на пласты с целью извлечения из недр нефти и газа; определение способов управления и контроля за процессом разработки; охрана недр и окружающей среды.
Эффективность технологииразработки характеризуется полнотой извлечения запасов нефти. С целью увеличения нефтеотдачи пластов применяют различные методы воздействия на них: закачку воды, газа, различных химических реагентов, теплоносителей, создание движущегося фронта горения и др. Процесс разработки месторождения регулируют, изменяя общее число и соотношение добывающих и нагнетательных скважин, их взаимное расположение на площади, устанавливая различные режимы работы скважин в процессе их эксплуатации. Регулирование разработки нефтяного месторождения— процесс управления движением жидкостей в продуктивном пласте к забоям добывающих скважин. Цель ее заключается в достижении на каждом этапе разработки максимальной добычи нефти по каждому пласту и в целом для всего месторождения.
2. Каждая нефтяная и газовая залежь обладает запасом естественной пластовой энергии, количество которой определяется величиной пластового давления и общим объемом всей системы, включая нефтяную и водяную зону.До вскрытия пласта скважинами жидкость и газ находятся в статическом состоянии и располагаются по вертикали соответственно своим плотностям. После начала эксплуатации равновесие в пласте нарушается: жидкости и газ перемещаются к зонам пониженного давления ближе к забоям скважин. Это движение происходит вследствие разности (перепада) пластового (начального) давления (Рпл) и давления у забоев скважин (Рпл - Рзаб). Накопленная пластовая энергия расходуется на перемещение жидкости и газа по пласту и подъем их в скважинах, а также на преодоление сопротивлений, возникающих при этом перемещении.
В зависимости от видов энергии, используемых при отборе флюидов из пласта, различают режимы эксплуатации залежей: водонапорный, газонапорный, растворенного, газа и гравитационный.
Водонапорный режим связан с вытеснением нефти и перемещением ее по капиллярам в пласте за счет напора контактирующей с ней воды. Различают жесткий и упругий водонапорные режимы. При жестком водонапорном режиме нефть к скважинам перемещается за счет краевых и подошвенных вод, количество которых пополняется за счет атмосферных осадков и поверхностных водоемов. Упругий водонапорный режим эксплуатации основан на упругом сжатии жидкости (воды) и горных пород пластов в естественном состоянии и накоплении ими упругой энергии.
Коэффициент нефтеотдачи пласта (Кн – отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасом нефти или газа) при водонапорном режиме самый высокий - 0,5 ч 0,8.
Газонапорный режим связан с перемещением нефти в капиллярах пласта под давлением контактирующего с ней газа ( расширения газовой шапки), при этом Кн = 0,4 ч 0,7.
Режим растворенного газа 0,3.¸характерен для нефтяных месторождений, у которых свободный газ в залежи отсутствует, а в нефтяную часть пласта практически не поступает пластовая вода. Движущей силой, способствующей перемещению нефти в пласте к забою скважины, в этом случае является растворенный газ. Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа очень низкий и составляет 0,15
Гравитационный режим эксплуатации нефтяных скважин наступает обычно при полном истощении пластовой энергии. При гравитационном режиме пласта единственной движущей силой перемещения нефти по капиллярам пласта является сила тяжести нефти в пласте. Перемещение нефти происходит только в наклонных (падающих) пластах к скважинам, расположенным в их нижних точках.
Билет №2