- •Пластовое давление
- •3.Наземное и подземное оборудование скважин, оборудованных уэцн
- •Погружные двигатели
- •Гидрозащита погружных электродвигателей
- •Устройства комплектные серии шгс 5805
- •Подбор уэцн к скважине
- •4.Противопожарные мероприятия на территории кустовой площадки. Первичные средства пожаротушения, правила их применения.
- •Систему предотвращения пожара составляет комплекс оргмероприятий и технических средств, направленных на исключение возможности возникновения пожара.
- •Система сбора и подготовки нефти и газа
- •2.Физико-химические свойства нефти, газа и конденсата.
- •Газоопасные работы Общие положения
- •Подготовительные работы
- •Проведение газоопасных работ
- •5.Оказание доврачебной помощи пострадавшему при поражении электрическим током.
- •Коллекторские свойства горных пород
- •2.Станок-качалка; назначение, основные узлы.
- •3.Запорная арматура. Устьевое оборудование уэцн и шсну.
- •Устьевая фонтанная арматура
- •4. Подбор манометра и требования к его установке и эксплуатации.
- •5.Основные требования правил техники безопасности при обслуживании сосудов, работающих под давлением.
- •1.Вставные и невставные скважинные насосы. Устройство и область применения. Преимущества и недостатки
- •К погружному оборудованию, скважины с шгну относят:
- •3.Ручной замер дебита вАгзу.
- •4.Требования безопасности при обслуживании групповой замерной установки типа «Спутник».
- •5.Средства индивидуальной защиты: назначение и применение, сроки испытания.
- •2.Кумулятивная перфорацияскважин. Осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов.
- •3.Влияние парафина и песка на работу глубинных насосов. Мероприятия по предотвращению отложений парафина и песка
- •4.Капитальный ремонт скважин (крс) и текущий ремонт скважин (трс); назначение.
- •Подготовительные работы к текущему ремонту скважин
- •5.Требования безопасности при работе с переносным электроинструментом. Требования, предъявляемые к заземлению электроустановок.
- •2.Сверлящая перфорация.
- •3.Режимы работы нефтегазоносных пластов.
- •3.2.1 Водонапорный режим
- •4.Требования безопасности при проведении грузоподъемных работ.
- •5.Оказание доврачебной помощи пострадавшему при кровотечениях.
- •1. Классификация скважин.
- •Оценочные скважины
- •1. Свойства пластовых вод.
- •2.Запорная арматура. Устьевое оборудование уэцн и шсну
- •3.Гидропескоструйная перфорация.См.Физика пласта2.
- •4.Требования безопасности при пуске, эксплуатации и остановке станка качалки.
- •5.Оказание доврачебной помощи пострадавшему при обморожениях.
- •3.4.3 Методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов
- •Технические характеристики
- •1. По назначению:
- •1. Количеством капельной жидкости уносимой потоком газа из секции 4.
- •1. Минимальным диаметром капель жидкости, задерживаемых в сепараторе;
- •2. Максимальной допускаемой средней скоростью газового потока в свободном сечении сепаратора.
- •3. Временем пребывания жидкости в сепараторе, за которое происходит максимальное выделение газа.
- •Сепаратор трехфазный
- •Концевые и гидроциклонные сепараторы Цели:
- •Центробежные (гидроциклонные) сепараторы
- •Агрегат для депарафинизации адпм 12/150-у1
- •1.2.1. Физические свойства нефти физическое состояние нефти при различных условиях в залежи
- •Состав и классификация нефтей
- •Растворимость газов в нефти и воде
- •Давление насыщения нефти газом
- •Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент
- •Плотность пластовой нефти
- •Вязкость пластовой нефти
- •3.Подготовка и проведение ги в агзу. Подготовка агзу к гидроиспытанию
- •4. Требования безопасности при работе с ппу.
- •Средства измерений
- •Выбор средства измерений
- •Порядок ремонта, поверки и калибровки средств измерений
- •Приборы для измерения давления Классификация приборов
- •3.Снятие контрольных параметров скважин,оборудованных уэцн.
- •Проведение газоопасных работ
1.2.1. Физические свойства нефти физическое состояние нефти при различных условиях в залежи
Углеводороды в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях - газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Газ расположен в виде газовой шапки в повышенной части структуры. При этом часть жидких углеводородов нефти в виде паров содержится и в газовой фазе. Под высоким давлением в пласте плотность газа приближаете плотности легких углеводородных жидкостей. В таких условиях некоторое количество тяжелых углеводородов растворяется в сжатом газе, В результате нефть иногда оказывается в значительной степени растворенной в сжатом газе. Если количество газа в залежи по сравнению с объемом нефти незначительно, а давление достаточно высокие, то газ полностью растворяется в нефти и тогда газонефтяная смесь залегает в однофазном (жидком) состоянии.
Поэтому в зависимости от условий залегания и количественного соотношения нефти и газа нефтяные залежи подразделяются на:
1) газонефтяные (с большой газовой шапкой и нефтяной оторочкой);
4) нефтяные (с различным содержанием нефтяного газа).
Состав и классификация нефтей
Наиболее широко в нефти представлены углеводороды трех основных классов: метанового (или парафинового) ряда - алканы общего состава CnH2n+2, полиметиленовые или нафтеновые (циклоалканы) CnH2n и ароматические.
Большой интерес для промысловой практики представляют некоторые другие классы органических соединений, на присутствие которых указывает содержание в нефти кислорода, азота, серы и других элементов. Количество этих соединений (нафтеновые кислоты, асфальтены, смолы и др.) в составе природных нефтей незначительно. Но кислород и серосодержащие вещества существенно влияют на свойства поверхностей раздела в пласте, на распределение жидкостей и газов в поровом пространстве и, следовательно, на закономерности движения жидкостей и газов. Это обусловлено сравнительно высокой поверхностной активностью большинства кислород- и серосодержащих соединений нефти, так как в результате адсорбции на поверхности поровых каналов и других поверхностях раздела изменяются их свойства. С этими веществами также тесно связаны процессы, имеющие важное промысловое значение, - образование и разрушение нефтеводяных эмульсий, выделение из нефти и отложение парафина в эксплуатационных трубах и поровых каналах пласта.
Кислород присутствует в смолистых и кислых веществах нефти (нафтеновые и жирные кислоты, фенолы). Содержание нафтеновых и жирных кислот изменяется от сотых долей процента до 2%. Со щелочами они образуют соли, хорошо растворимые в воде и являющиеся поверхностно-активными веществами. Поэтому некоторые нефти (содержащие повышенные количества нафтеновых и жирных кислот) на границе с щелочной пластовой водой обладают очень низкими значениями поверхностного натяжения (десятые доли Н/м). Содержание серы в нефтях бывшего СССР достигает 6%. Она присутствует и в свободном состоянии, и в виде сероводорода, но чаще входит в состав сернистых соединений и смолистых веществ (меркаптаны, сульфиды, дисульфиды и др.).
Меркаптаны (R-SH) по строению аналогичны спиртам, этилмеркаптан и высшие гомологи при нормальных условиях - жидкости, метилмеркаптан СН газообразное вещество с температурой кипения 7,6оС. Со щелочами и окислами тяжелых металлов они образуют меркаптиды. Эти вещества вызывают сильную коррозию металла.
Содержание асфальто-смолистых веществ достигает 40%. Они представляют собой высокомолекулярные органические соединения, в состав которых входят углерод, водород, кислород, сера и азот.
Большая часть асфальто-смолистых веществ нефти представлена нейтральными смолами, которые в чистом виде - жидкие или полужидкие вещества от темно желтого до коричневого цвета плотностью 1000-1070 кг/м3. Темная окраска нефти обусловлена в основном присутствием в ней нейтральных смол, которые хорошо адсорбируются на силикагеле, отбеливающих глинах и на других адсорбентах.
К особенностям нейтральных смол относится их способность превращаттся в асфальтены. Этот процесс может протекать самопроизвольно на свету, а наиболее интенсивно - при нагревании с одновременным продуванием воздуха.
Асфальтены по химическим свойствам близки к смолам и являются нейтральными веществами. Они представляют собой кислородные полициклические соединения, содержащие, кроме углерода и водорода, также серу и азот. Асфальтены при растворении (например, в бензоле) в отличие от нейтральных смол набухают с увеличением объема и дают коллоидные растворы. Из этого следует, что в нефтях асфальтены находятся, по-видимому, в виде коллоидных систем.
В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых углеводородов, a также различных примесей нефти делятся на классы и подклассы.
По количеству серы нефти подразделяются на три класса: малосернистые (не более 0,5% серы), сернистые (более 0,5-2,0% серы) и высокосернистые (более 2% серы).
По содержанию смол нефти подразделяются на подклассы: малосмолистые (менее 18% смол), смолистые (от 18 до 35% смол) и высокосмолистые (более 35% смол).
Нефти относят к малопарафиновым при содержании парафина менее 1,5 мас.%, парафинистым - при 1,5-6,0 мас.% и к высокопарафиновым - при более 6 мас.% парафина.
Парафин в скважинах и промысловых нефтесборных трубопроводах отлагается при содержании его в нефти в пределах 1,5-2,0 мас.%. Причины выпадения парафина из нефти в скважинах: понижение температуры при подъеме нефти на noверхность, выделение из нефти газовой фазы, уменьшение растворяющей способности нефти и др.
Очищенный парафин представляет собой бесцветную кристаллическую массу, нерастворимую в воде. Хорошо растворяется парафин в эфире, хлороформе, бензоле, минеральных маслах. Плотность чистого парафина колеблется от 907 до 915 кг/м3 при 15оС. Температура его плавления ввиду неоднородности химического состава находится в пределах 40-60°С. Природа нефтяного парафина сложна, и данные о строении и свойствах углеводородов , входящих в его состав, еще далеко не полны. Установлено, что нефтяной парафин - это смесь двух групп твердых углеводородов, резко различающихся по свойствам - парафинов и церезинов.
Парафины - углеводороды состава С17 – С35. имеющие температуру плавления 27-71°С. Нефтяные церезины имеют более высокую относительную молекулярную массу (состав их С36-С55), а температура их плавления -65—88°С. При одинаковой температуре плавления церезины по сравнению с парафинами имеют более высокую плотность и вязкость. Отличаются они также и по строению кристаллов. Парафины образуют переплетающиеся пластинки и пластинчатые ленты. Размеры кристаллов легкоплавкого парафина больше, чем тугоплавкого. Церезины кристаллизуются в виде мелких игл, плохо соединяющихся между собой, и поэтому они не образуют прочных застывающих систем, как парафины. Церезин и парафин обладают различными химическими свойствами.