- •1.Функції геологічної служби нафтогазопромислів
- •2. Типи керогену, нафтогазогенеруючий потенціал органічної речовини
- •3. Нафтогазоматеринськи світи і інші ймовірні джерела вуглеводнів
- •4. Фізичні властивості порід-колекторів нафти і газу
- •5. Склад і фізико-хімічні властивості нафт
- •6. Склад і фізико-хімічні властивості реальних газів
- •7.Склад і фізико-хімічні властивості конденсатів
- •8. Склад і фізико-хімічні властивості пластових вод
- •9. Гідрофільні та гідрофобні колектори, фазова проникність.
- •10. Показники неоднорідності продуктивного горизонту
- •11. Показники неоднорідності гідродинамічних товщ і їх поєднань
- •12. Відбір, опис та дослідження керну і шламу продуктивних розрізів
- •13. Підземна гідравлика. Визначення розходу та швидкісного напору
- •15. Зміни складу і властивостей флюїдів в покладі, що розробляється.
- •16. Оцінка в`язкості пластової нафти, насиченої і недонасиченої газом
- •17. Визначення розчинності газів у прісній та мінералізованій водах
- •18. Визначення розчинності газу в нафті і коефіцієнтів флюїдонасиченості
- •19. Способи визначення стисливості реальних газів
- •20. Методи визначення пластових термобаричних умов.
- •21. Розрахунки та моделювання фізичних властивостей вуглеводнів у пластових умовах
- •Vдег – об`єм нафти при стандартних умовах після дегазації [4].
- •23.Прогноз фазового стану покладів за вільними та супутніми газами
- •Критерії та ознаки прогнозу фазового складу покладів і родовищ
- •24. Динаміка пластових тисків і рух флюїдів. Карти ізобар
- •Картування границь колекторів
- •Картування границь покладів
- •26. Визначення просування контактів флюїдів та біжучого нафто вилучення
- •28. Призначення свердловин, схеми розміщення, порядок розбурювання пласта
- •30. Методи покращення фільтраційних властивостей при вибійної зони свердловини.
- •31. Обгрунтування норми відбору продукції з свердловини
- •32. Фазовий і компонентній склад продукції нафтової і газової свердловини.
- •33. Розкриття пластів
- •34. Методи освоєння нафтових свердловин
- •35. Методи освоєння газових свердловин
- •36. Пластова енергія та сили, що діють у покладах нафти і газу
- •37. Технологія підтримання пластового тиску закачуванням води
- •. Системи заводнення пластів: а)законтурне; б – приконтурне; в – з розрізанням на окремі площі;
- •Розміщення свердловин при приконтурному заводненні
- •Розміщення свердловин при внутрішньоконтурному заводненні
- •38. Підтримання пластового тиску закачуванням газу
- •39. Баланс енергій у видобувній свердловині
- •40. Фонтанна експлуатація свердловин
- •41. Газліфтна експлуатація свердловин
- •42. Насосна експлуатація свердловин
- •43. Експлуатація газових свердловин.
- •45. Системи розробки родовищ
- •46. Системи розробки покладів нафти
- •47. Проектування розробки нафтового покладу
- •48.Контроль та регулювання розробки нафтового покладу
- •49. Розробка газових родовищ
- •50. Розробка газоконденсатних родовищ .
- •51.Нафтогазоконденсатовіддача пластів
- •52. Розробка газоконденсатних родовищ з підтриманням пластового тиску
- •53. Режими роботи газових та газоконденсатних покладів
- •Водонапірний режим
- •Пружно-газоводонапірний режим
- •Газовий режим
- •54. Режими роботи нафтових покладів
- •55. Гідродинамічні дослідження свердловин на усталеному режимі
- •Побудова індикаторних діаграм
- •56. Гідропрослуховування
- •В изначення параметрів пласта за допомогою еталонних кривих
- •57. Гідродинамічні дослідження свердловин на неусталеному режимі
- •М етод р.Д.Хорнера
- •М етод дотичної
- •Метод поправочного коефіцієнта ф.А.Трєбіна, г.В.Щербакова
- •64. Поточний ремонт свердловин
- •65. Технологія капітального ремонту свердловин
- •Обстеження та дослідження свердловин
- •Ремонтно-виправні роботи
- •Цементування свердловин
- •Ізоляційні роботи
- •Боротьба з утворенням піщаних корків
- •Зворотні роботи
- •Види аварій та відповідні їм ловильні роботи
- •Зарізування і буріння другого стовбура
- •Випробування колони на герметичність
- •Ліквідація свердловин
- •Методи відновлення та збільшення продуктивних характкристик свердловин
- •Кислотні обробки свердловин
- •Гідравлічний розрив пласта
- •66. Збір та підготовка природного газу до транспортування
- •67. Організація системи збору, обліку, підготовки та транспортування продукції нафтових промислів Призначення та загальна характеристика збору і підготовки нафти
- •Системи збору і транспорту продукції нафтових свердловин
- •Установки для вимірювання і сепарації продукції свердловин.
- •Резервуарні парки і насосні станції
- •Компресорні станції для перекачування попутного газу
- •Внутрішньопромисловий трубопровідний транспорт
- •Підготовка нафти на родовищах до переробки
- •Підготовка попутного газу до транспорту і переробки
- •Підготовка води для заводнення пластів
- •Транспортування нафти і нафтопродуктів на далекі відстані
- •69. Основні фактори, які обумовлюють корозію нафтогазопромислового обладнання
- •70. Захист нафтогазопромислового обладнання від корозії
- •71.Класиф запасів та ресурсів за вивченістю та промисловим значенням
- •72. Підрахункові параметри, вимоги до точності. Підрахункові плани покладів
- •73. Підрахунок запасів вуглеводнів статистичним методом
- •74. Підрахунок запасів вуглеводнів об`ємним методом
32. Фазовий і компонентній склад продукції нафтової і газової свердловини.
Підйом рідини із свердловин нафтових родовищ практично завжди супроводжується виділенням газу. Тому для того, щоб розуміти процеси підйому рідини із свердловин, вміти проектувати установки для підйому і вибирати необхідне обладнання, необхідно знати закони руху газорідинних сумішей в трубах. При всіх відомих способах видобутку нафти приходиться мати справу з рухом газорідинних сумішей або на всьому шляху від вибою до устя, або на більшій частині цього шляху.
Закономірності руху газорідинної суміші набагато складніші, ніж однорідної рідини або газу. Виділений газ у висхідному потоці виконує роботу по підйому рідини в трубі, тобто виконує роль підйомника рідини. Рідина може бути однофазною (нафта) або двофазною (суміш нафти і води). Закони руху одно-, дво- або трифазного потоку в трубах складніші за закони руху однорідних рідин і вивчені гірше. Якщо при рухові однофазного потоку приходиться мати справу з одним дослідним коефіцієнтом (коефіцієнт тертя), то при рухові двофазного потоку – газорідинних сумішей приходиться використовувати що найменше до двох дослідних характеристик потоку, які в свою чергу залежать від багатьох інших параметрів процесу і умов руху, різноманітність яких надзвичайно велика.
33. Розкриття пластів
Розробка нафтових та газових родовищ пов’язана з бурінням великої кількості нафтогазовидобувних та водогазонагнітальних свердловин. Тому одним із найвідповідальніших моментів будівництва свердловин є її закінчення до якого входить розкриття пласта бурінням, кріплення свердловини обсадними трубами, перфорація і з’єднання з продуктивним пластом, освоєння та пуск свердловини в експлуатацію. Основновні моменти розкриття продуктивного пласта, яких необхідно дотримуватися, такі.
1. При розкритті продуктивних пластів з високими пластовими тисками необхідно попередити відкрите фонтанування. Цього можна досягнути підбором промивної рідини (глинистого розчину) відповідної густини, яка б забезпечувала перевищення вибійного тиску над пластовим в середньому до 10%.
2. При розкритті потрібно зберегти природні фільтраційні властивості порід привибійної зони.
3. Необхідно якнайповніше розкрити пласт, забезпечивши, при цьому, тривалу безводну експлуатацію свердловин і максимально полегшивиши приток рідини до вибою.
Розкриття продуктивних пластів проводять два рази: перший раз – в процесі буріння, вдруге – перфорацією після кріплення свердловини обсадною колоною. Розкриття пласта перфорацією в обсаджених свердловинах є однією з важливих операцій при їхньому будівництві, оскільки від неї залежить успіх випробування та отримання притоку пластового флюїду.
34. Методи освоєння нафтових свердловин
Освоєння свердловини – комплекс технологічних операцій по виклику притоку та забезпечення її продуктивності, відповідно з локальними можливостями пласта.
Мета освоєння – відновити природну проникність колектора по всій довжині аж до оголеної поверхні пласта перфораційних отворів та отримати продукцію зі свердловини, яка б відповідала його потенційним можливостям. Всі операції по виклику притоку та освоєнню свердловини зводяться до створення на її вибої депресії, тобто тиску нижчого за пластовий. Причому в стійких колекторах ця депресія повинна бути досить великою і досягатися швидко, в крихких колекторах, навпаки, невеликою і плавною.
Розрізняють методи освоєння пластів з високим початковим тиском, коли очікуються фонтанні прояви, і з малим тиском (на вироблених площах), коли загрози відкритого фонтанування немає і передбачається механізований спосіб експлуатації.
Можна виділити шість основних способів виклику притоку: тартання, поршнювання, заміна свердловинної рідини на легшу, компресорний метод, прокачування газорідинної суміші, відкачування глибинними насосами.
Тартання – це витягування із свердловини рідини желонкою, яка спускається на тонкому (16 мм) канаті за допомогою лебідки. Тартання – малопродуктивний, трудомісткий спосіб з дуже обмеженими можливостями застосування, оскільки устьову засувку при фонтанних проявах не можна закрити поки не витягнуться із свердловини желонка і канат. Однак можливість витягувати осад і глинистий розчин із вибою і контролювати за положенням рівня рідини в свердловині, дають цьому способу деякі переваги.
При поршнюванні (свабуванні) поршень або сваб спускається на канаті в НКТ. Поршень, це труба малого діаметра (25-37,5 мм) з клапаном в нижній частині, який відкривається догори. При спуску поршня під рівень рідина перетікає через клапан в порожнину над поршнем. При підйомі клапан закривається, а манжети, що розпираються тиском стовпа рідини над ними, притискаються до стінок НКТ і ущільнюються. За один підйом поршень виносить стовп рідини, рівний глибині його занурення під рівень рідини. Глибина занурення обмежена міцністю тартального каната і не перевищує 75-150 м. Поршнювання в 10-15 разів продуктивніше за тартання.Устя при поршнюванні також залишається відкритим, що пов'язано з небезпекою несподіваного викиду.
Заміна проводиться при спущених в свердловину НКТ і герметизованому усті. При цьому можна уникнути викидів і фонтанних проявів. Свердловина після буріння заповнена глинистим розчином. Проводячи промивку свердловини (пряму або зворотну) водою або дегазованою нафтою, можна зменшити вибійний тиск на величину
|
р = (1 – 2) Lg cos, |
(6.12) |
де 1 – густина глинистого розчину; 2 – густина промивної рідини; L – глибина спущених НКТ; – середній кут кривизни свердловини. Таким способом освоюються свердловини з великим пластовм тиском рп > 2 gL cos і при наявності колекторів, які добре піддаються освоєнню. Як видно з формули (6.12), при зміні глинистого розчину (1 = 1200 кг/м3) на нафту (2 = 900 кг/м3) максимальне зниження тиску становитиме всього лише 25 % від тиску, який створюється стовпом глинистого розчину. Цим, по суті, і обмежуються можливості методу.
Компресорний спосіб освоєння знайшов найширше поширення при освоєнні фонтанних, напівфонтанних і частково механізованих свердловин. У свердловину спускається колона НКТ, а гирло обладнується фонтанною арматурою. До міжтрубного простору приєднується нагнітальний трубопровід від пересувного компресора.
При нагнітанні газу рідина в міжтрубному просторі відтісняється до башмака НКТ або до пускового отвору в НКТ, зробленого зазделегідь на відповідній глибині. Газ, попадаючи в НКТ, розгазовує рідину в них. В результаті тиск на вибої сильно знижується. Регулюючи витрату газу (повітря), можна змінювати густину газорідинної суміші в трубах, а отже, тиск на вибої рв. При рв < рпл починається приток, і свердловина переходить на фонтанний або газліфтний режим роботи. Після випрбовування і отримання стійкого притоку свердловина переводиться на стаціонарний режим роботи.
Освоєння свердловин закачуванням газованої рідини полягає в тому, що замість чистого газу або повітря в міжтрубний простір закачується суміш газу з рідиною (вода або нафта). Густина такої газорідинної суміші залежить від співвідношення витрат закачуваних газу і рідини. Це дозволяє регулювати параметри процесу освоєння. Оскільки густина газорідинної суміші більша за густину чистого газу, то це дозволяє освоювати глибші свердловини компресорами, які створюють менший тиск.
Для такого освоєння до свердловини підвозиться пересувний компресор, насосний агрегат, який створює щонайменше такий же тиск, як і компресор, ємкості для рідини і змішувач для диспергування газу в рідині, який нагнітається. При нагнітанні газорідинна суміш рухається зверху вниз при тискові і температурі, які постійно змінюються. Процес цей складний.