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 стабилизации нефти 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 вверх нагнетательный 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 вниз клапан 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 -Н_ст. В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению.

Р _пл= Н _ст· r · g, отсюда Н _ст = Р _пл/ 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 вверх нагнетательный 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 вниз клапан 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 технологии разработки 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 (Р _пл) и давления у забоев скважин (Р _пл - Р _заб). 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 (К _н – 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 К_н = 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