2. Структура нгду.

НГДУ (сокр. от Нефтегазодобывающее управление) - предприятие (или структурное подразделение предприятия) занимающееся добычей и перекачкой "сырой" нефти и газа до узла коммерческого учёта. В инфраструктуру НГДУ обычно входят ДНС (дожимные насосные станции), КНС (кустовые насосные станции), УПСВ (узел предварительного сброса воды), внутрипромысловые трубопроводы

В нефтегазодобыче основное производство включает процессы искусственного продвижения нефти и газа к забою скважины, подъем нефти и газа на поверхность, подготовку товарных нефти и газа. К подразделениям основного производства нефтегазодобывающего предприятия (НГДУ) относят цех поддержания пластмассового давления, цехи по добыче нефти и газа (промысел), цех комплексной подготовки и перекачки нефти, газокомпрессорный цех. Вспомогательное производство в НГДУ представлено цехом подземного и капитального ремонта скважин, прокатно-ремонтным цехом эксплуатационного оборудования, прокатно-ремонтный цехом электрооборудования и электроснабжения, цехом автоматизации производства, цехом научно-исследовательских и производственных работ, строительно-монтажным цехом и цехом пароводоснабжения. В НГДУ могут быть и другие структурные подразделения с учетом особенностей разработки месторождений в отдельных районах. За последнее время, в связи с техническим прогрессом, комплексной автоматизацией производственных процессов производственная структура буровых и нефтегазодобывающих предприятий претерпела значительные изменения. Конторы бурения были укреплены и преобразованы в УБР. Большинство вспомогательных цехов, входящих в состав УБР и НГДУ, объединено в базы производственного обслуживания (БПО). 3. Н.И.Воскобойников и его новые приемы в разработке.

№ экз. билета 14 1. Развитие нефтяной промышленности до 1917 года.

Колодцы ямы и тп. В 1917 2. Пластовая температура, ее изменение с глубиной.

ПЛАСТОВАЯ ТЕМПЕРАТУРА — параметр пласта, характеризующий его тепловое состояние; формируется под действием теплового потока, направленного к поверхности из внутренних зон Земли. Основные механизмы перераспределения тепла в земной коре: кондуктивная теплопередача, обусловленная теплопроводностью пород, и конвективный перенос, связанный с движением флюидов в трещинах горных пород. Показателями температурной обстановки в недрах являются геотермический градиент (прирост пластовой температуры на 1 м глубины) и геотермическая ступень (величина, обратная геотермическому градиенту). Наряду с нормальными (фоновыми) для данного пласта температурами существуют участки с аномальными пластовыми температурами. Пластовая температура в залежах зависит от глубины их залегания и геотемпературных особенностей соответствующего участка земной коры, известны температуры от близких к 0°С в газогидратных залежах до первых сотен °С в глубокозалегающих пластах. Измерение пластовой температуры производят ртутными, термисторными и другими термометрами. Процесс бурения скважин и связанные с ним операции нарушают естественное распределение пластовой температуры. Скорость восстановления в скважине естественного теплового поля зависит от диаметра, продолжительности промывки скважины, разности температур промывочной жидкости и окружающих пород и их теплофизических свойств. Время восстановления в скважине естественной пластовой температуры обычно 8-13 суток. Определение пластовой температуры особенно важно в нефтепромысловой геологии. Изменение пластовой температуры в залежах нефти и газа ведёт к изменению объёмов газа, жидкости и вмещающих пород. Повышение температуры вызывает снижение вязкости нефти и воды и увеличение вязкости газа. При увеличении температуры в замкнутом резервуаре повышается пластовое давление. С пластовой температурой связано изменение фазовых соотношений в залежах и растворимости газов в нефти и воде, солей в воде. Уменьшение пластовой температуры осложняет добычу углеводородов и приводит к потерям ценных продуктов (конденсата, вязкой нефти, парафина), поэтому разработка нефтяных месторождений (особенно парафинистых нефтей) ведётся с увеличением пластовой температуры. Точные сведения о пластовой температуре необходимы при бурении скважин, проектировании системы разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

3. Классификация вод нефтяных залежей по условиям залегания. В пределах нефтяных и газовых месторождений подземные воды подразделяются на грунтовые, пластовые напорные, тектонические, связанные и технические. В некоторых случаях установлены и карстовые воды, а в многолетней криолитозоне - надмерзлотные, межмерзлотные и подмерзлотные. Грунтовые воды - это воды первого от поверхности водоносного горизонта, не имеющего сверху сплошной кровли из водонепроницаемых пород.

Пластовые воды делят обычно на: 1) Контурные (краевые); 2) Верхние контурные (верхние краевые); 3) Подошвенные; 4) Промежуточные; 5) Шельфовых частей материков; 6) Посторонние, чуждые по отношению к нефтяной или газовой залежи, воды (верхние, нижние и смешанные). Контурные - воды, залегающие в пониженных участках нефтяных пластов. Эти воды очень часто подпирают залежь со стороны контура нефтеносности. Верхние контурные воды встречаются, когда нефтеносная часть пласта выведена на поверхность (моноклинали, разрушенные своды антиклинальных складок). Выведенные на дневную поверхность нефтяные пласты иногда бывают заполнены водами атмосферных осадков и поверхностными водами, они и называются верхними контурными. Подошвенные воды залегают в нижней части пласта и распространены иногда по всей части структуры, включая и ее сводовую часть. В процессе эксплуатации нефтяной или газовой залежи и при значительных отборах нефти или газа из скважин, расположенных на своде антиклинали, часто контурные воды оказываются подтянутыми по подошве пласта на свод антиклинали.В этом случае образуются искусственно созданные подошвенные воды.Иногда в нефтяном или газовом пласте имеются различной мощности пропластки, насыщенные только водой, эта вода и называется промежуточной.Пластовые воды месторождений в зонах шельфа обладают специфическими свойствами обычных вод нефтегазовых месторождений, расположенных на материках. Посторонние пластовые воды подразделяются на верхние, нижние и смешанные. Верхние - воды, залегающие выше данного пласта, независимо от того, из какого вышележащего пласта они могут проникнуть в пласт.Нижними называют воды, залегающие ниже данного нефтяного/газового пласта, независимо от того, из какого нижележащего пласта они могут проникнуть в пласт.Смешанными называют воды, залегающие выше данного нефтяного/газового пласта и поступающие в пласт из нескольких водоносных пластов или из вышезалегающих и нижезалегающих водоносных пластов. Тектоническими называют те воды, которые поступают по тектоническим трещинам из различных пластов, содержащих высоконапорные воды. Эти воды иногда поступают с больших глубин и обладают большим напором; еще до разработки нефтяных и газовых залежей могут оттеснять нефть и газ от тектонических смещений, а в процессе разработки и эксплуатации в результате создаваемых депрессий, они могут активно заводнять нефтяные и газовые залежи. Тектонические воды в пределах нефтегазовых месторождений часто бывают приурочены только к тектоническим нарушениям и появляются при вскрытии нарушенных скважинами зон.Тектонические воды иногда бывают смешанными, так как поступают из нескольких горизонтов. В породах-коллекторах, содержащих нефть и газ, обычно находится связанная, или остаточная, вода. Ее содержание в пласте определяется величиной поверхности пор; формой и минералогическим составом частиц породы. В породах, обладающих проницаемостью 2 - 3 d - содержание воды не превышает 4 - 5%, а при проницаемости 0,01 - 0,03 d - до 55,60 и даже 70% и более. В среднем, содержание связанной воды в нефтяном пласте составляет 20 - 30% от емкости пор. В нефтяные и газовые пласты, особенно в пласты, обладающие невысоким напором, иногда попадает очень большое количество технической воды при бурении скважин, ремонтных работах, промывке песчаных пробок и др.При опробовании скважин эти воды могут поступать обратно в скважину и, естественно, при этом затемняют истинную картину опробования. В огромном количестве в нефтяные пласты искусственно вводится вода при применении законтурного и внутриконтурного заводнения для поддержания давления и при площадном заводнении. При гидрогеологических исследованиях, проводимых на эксплутационных и разведочных площадях, следует обязательно учитывать эти воды.

№ экз. билета 15 1. Сбор нефти на промысле.

Нефть, извлекаемая из скважин, содержит пластовую воду с растворенными солями, газы органического (от СН4 до С4Н10) и неорганического (H2S, С02) происхождения, механические примеси (песок, глина, известняк). Перед транспортировкой пользователям от нефти отделяют газы, механические примеси, основную часть воды и солей.На российских нефтепромыслах эксплуатируются разные системы промыслового сбора и транспортирования сырой нефти, отличающиеся критериями перемещения нефти, схемой подготовки нефти. На замену негерметизированным схемам, эксплуатация которых была связана с потерями газа и легких фракций, пришли разные герметизированные высоконапорные системы. На рис. 1.3 изображена одна из таковых систем, соответствующая для огромного месторождения. Сырая нефть под своим давлением поступает на групповые замерные установки /, где происходит измерение количества нефти. Потом нефть перемещается на дожимную насосную станцию 3, в составе которой имеются сепараторы первой ступени для отделения газа от нефти. Газ поступает на газоперерабатывающий завод 7, а нефть — на установку подготовки нефти (УПН). На УПН проводятся 2-ая и 3-я ступени сепарации газа от нефти, обезвоживание и обессоливание нефти. Вода очищается на установке И и закачивается в пласт через нагнетательные скважины 14. Обезвоженная и обессоленная нефть через водоводы 12 и автоматическую установку «Рубин» 8, созданную для оценки свойства и количества нефти, направляется в товарные резервуары.

На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти (рис.4.1). 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. Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти. 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.

Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле: 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 нефтянной трубы.