71. Утилизация попутного газа и воды.
Очистка от примесей, СО2, H2S, глинистых частиц. На собственные нужды, отправить дальше, сжечь или обратно закачать в пласт для поддержания давления.
72. Магистральный транспорт нефти и газа.
Диаметр нефтепровода 219-1220 мм, длина ≥ 100 км. Газопровода 150 – 1420 мм.
В зависимости от рабочего давления делятся на 2 класса:
1) 2,5 – 10 МПа;
2) 1,2 – 2,5 МПа.
Достоинства:
1) на любое расстояние и любое направление;
2) бесперебойность работы;
3) автоматизация;
4) разгрузка основных видов транспорта.
Недостатки:
1) большие капиталовложения;
2) накладываются определенные ограничения на транспорт углеводородов;
3) зависит от жесткости трассы.
73. Принципы оценки запасов нефтяного и газового месторождения объемным методом.
Общие геологические запасы нефти:
F – площадь нефтеносности;
hэф – эффективная толщина;
mэф – эффективная пористость;
kн – коэф. нефтеносности;
ρ – плотность;
b – объемный коэффициент пластовой энергии.
Запасы газа:
f – температурная поправка;
p – среднее пластовое давление в залежи на дату расчета;
pк – конечное остаточное давление в залежи после увеличения запасов газа и установления на устье давления 0,1 МПа;
α, αк – поправки на отклонение газа от з. Бойля-Мариотта;
kг – коэф. газонасыщения.
74. Принципы определения сроков разработки месторождения.
Срок разработки месторождения:
75. Критерии рациональности системы разработки.
1. наименьшая степень взаим-ия между скважинами;
2. наибольший коэффициент нефтеотдачи (коэффициент извлечения нефти) - максимальный КИН достигается при напорных режимах;
3. минимальная себестоимость нефти.
76. Исходные геологические данные для проектирования разработки.
1) геометрия залежи (структура, мощность, расчлененность разреза, связь пропластков между собой, контуры нефтеносности);
2) источники пластовой энергии - соотношение пластового давления и давления насыщения; активность вод (например, законтурных);
3) допустимое забойное давление;
4) физические свойства пород (проницаемость, пористость, механический состав);
5) физико-химические свойства нефти и газа;
6) коэффициент пьезопроводности пласта – хар-ет темп перераспределения пластового давления в условиях упругого режима.
77. Экономические расчеты при проектировании разработки месторождений.
1) затраты на бурение, эксплуатацию, поддержание пластового давления, подсобно-вспомогательные работы в строительно-монтажных цехах;
2) капитальные вложения: на бурение и на обустройство (скважины, нефтесборные сети, нефтесборные парки, деэмульсационные установки).
78. Стадии разработки месторождения.
1. основная – отбирается 60-70% запасов;
2. форсированный отбор.
79. Системы разработки месторождений.
Классификация систем разработки:
I. по геометрии расположения скважин:
а) квадратная сетка;
б) треугольная сетка.
II. по воздействию на пласт:
а) с воздействием на пласт;
б) без воздействия на пласт.
80. Показатели разработки месторождений.
- добыча нефти;
- добыча жидкости;
- добыча газа;
- темп разработки;
- темп отбора жидкости;
- водонефтяной фактор;
- расход нагнетаемых агентов;
- пластовое давление;
- температура пласта.
69. Принципиальная технологическая схема добычи и подготовки нефти и газа.
Продукция добывающих скважин 1 по индивидуальному трубопроводу поступает на автоматизированную групповую замерную установку 2. В продукцию добавляют реагент 3, а если нефть высоковязкая или застывающая, ее подогревают в печи 4. Затем продукция направляется в сепарационную установку 1й ступени сепарации 5 и далее на установку подготовки нефти (6, 7, 8, 9). В начале поступает в блок 6, откуда направляется в блок 7 – деэмульсационная установка; в блоке 7 происходит обезвоживание и обессоливание нефти. 8 – стабилизационная установка. В блоке 9 определяют кол-во и качество товарной нефти перед ее сдачей в товарный парк. Если продукция в блоке 9 не соответствует качествам, то ее направляют обратно в блок 7 и по цепочке прогоняют еще раз. Выделившийся из нефти газ в установках 5, 6, 8 после соответствующей обработки попадает на КС 10 и далее подается на ГПЗ.
Дренажная вода после установки 7 поступает на установку очистки 11, где подготавливается для использования в системе ППД (поддержания пластового давления) и далее направляется на кустовую насосную станцию (КНС) 14, откуда насосами закачивается в нагнетательную скважину 15. На КНС 14 также поступает вода с водозаборных устройств 12 и очистного блока 13.