нефть лекции-1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Билет №1.

ВОПРОС-2. Регулировка проходного сечения и изменение потока жидкости осуществляется штоком, имеющим сменный конический наконечник. Чтобы изменить проходное сечение в штуцере иглу-наконечник приближают к втулке или отдаляют от неё путём вращения маховика.

Величину открытия штуцера показывает стрелка на указателе, соответствующая площади проходного сечения отверстия.

Преимущества – 1. Плавная регулировка.

2.Удобная регулировка давлением при прокачках скважин.

Недостатки – Можно применять для скважин с весьма малым содержанием песка в фонтанной продукции.

Требования: - Иметь паспорт и руководство по эксплуатации.

-Допускается персонал, прошедший обучение, стажировку, успешно сдавший экзамен и прошедший инструктаж.

-Должны изготавливаться специализированными организациями в соответствии с проектной документацией, учитывающими требования промышленной безопасности.

ВОПРОС – 3. Назначение запорной арматуры (задвижки, краны, вентили.) –

создана для отключения потока транспортируемого продукта.

Требования: - Те, что и в В-2, Б-1.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

БИЛЕТ №2

ВОПРОС – 2. Назначение: Наземное оборудование скважин состоит из:

1.Колонная головка (или несколько К.Г.)

2.Фонтанная арматура. ( Ф.А.)

К.Г. служит для подвешивания промежуточных технических колонн и превенторного оборудования, управления и контроля межколонным давлением.

Ф.А. состоит из крестовины ( трубной головки ) и ёлки.

Трубная головка (крестовина ) служит для подвески скважинного трубопровода(НКТ) и подачи рабочего агента в трубное и затрубное пространство через боковые отводы.

Ёлка фонтаннаяслужит для контроля, регулирования режима эксплуатации, направления струи по выкидным линиям, а в остальных случаях – для закрытия скважин.

Характеристика техническая:

-Условный проход:

а) Ствола

б) Боковых отводов

-Тип запорного устройства ( плашечные, шиберные,клиновые.)

-Управление арматурой. ( ручное, электро или гидропривод.)

-Регулирующее устройство – дроссель регулируемый.

Требование:

1.Конструкция К.Г., Ф.А. и обвязка должны обеспечивать оптимальные режимы работы скважины, герметизацию трубного и затрубного пространств, возможность технологических операций, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры.

2.Рабочее давление должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны.

3 Опрессовывается Ф.А. на пробное давление, предусмотренное паспортом, после установки

– на давление опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовок оформляются актами.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

БИЛЕТ № 3

Вопрос-2. Ответ В-2, Б-2.

Дополнительно: В случае производства работ (гидроразрыв пласта, кислотные обработки, различные заливки.), требующих давлений, выше допустимых, необходимо на устье устанавливать специальную арматуру, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера.

Вопрс – 3. Запорная арматура – задвижки, вентили, краны.

Задвижки бывают: - Стальные – на высокое давление.

-чугунные – на низкое давление.

По конструкции задвижки в зависимости от уплотняющих элементов подразделяются:

-На параллельные(на параллельные плоскости затвора имеются параллельные плашки.)

-Клиновые ( в качестве затвора клиновидная поверхность.)

-Шиберные.

Задвижки используются обычно для трубопроводов диаметром от 50мм. до 2000мм. Положительные свойства – простота конструкции и маленькое гидравлическое сопротивление. Недостаток – относительно большая высота.

Используются либо ручной привод, либо электрический. Находят применение и поршневые, гидравлические или пневматические.

Краны – запорное устройство, проходное отверстие которого закрывается и открывается при повороте пробки вокруг оси (натяжные, сальниковые, самоуплотняющиеся, смазочные.)

Вентили – соединение резьбовое, обладают качеством самоторможения, позволяют оставлять тарелку клапана в любом положении. Вентили применяются на трубопроводах мелкого сечения до диаметра 50мм.

Положительное качество – небольшой ход тарелки, необходимый для полного открытия вентиля.

Требования: Те, что и в В-2, Б-1.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Билет 4.

Вопрос 2. Сужающие устройства устанавливают в основном для замеров расхода газа.

Скорость газа увеличивается на кратное уменьшение площади, например если скорость 10 м/сек при S = 10 мм.кв, то при S = 5 мм.кв скорость будет больше в два раза, то есть 20 м/сек.

t газа падает, так как падает P.

Pгаза при прохождении через сужающие устройства падает. Чем больше газа протекает, то есть чем больше скорость, тем больше будет перепад давления.

На этом принципе устроены дифференциальные манометры (ДСС). Давление до диафрагмы больше чем после, то есть создается дифференциальное давление.

Вопрос 3. При Рзаб.>= Pпл. скважина не работает фонтанным способом.

Рзаб = pgh – гидростатическое давление столба жидкости в скважине.

Для фонтанирования скважины нужно уменьшить гидростатическое давление путем уменьшения удельного веса, то есть подачи газа на определенную глубину в подъемные трубы.В скважину спускают два ряда труб: трубы, по которым нагнетается рабочий агент (газ) называют воздушными, а по которым происходит подъем смеси газа с нефтью – подъемными. Принцип работы газлифта заключается в разгазировании жидкости в подъемных трубах и уменьшении ее средней плотности.

Методы снижения пусковых давлений

Пусковое давление – максимальное давление компрессора, когда жидкость в кольцевом пространстве понизится до конца подъемных труб (второго ряда )

Пусковое давление зависит от конструкции подъемной трубы, диаметра скважины, величины столба жидкости, глубины погружения подъемника труб под уровень жидкости.

Когда пусковое давление большое, компрессор уже не может продавливать, то применяют методы снижения пусковых давлений:

1.Переключение подъемника с центральной системы на кольцевую, газ нагнетают в подъемные трубы, а газонефтяная смесь выходит через кольцевое пространство. После удаления части жидкости из скважины подъемник переключает с центральной системы на кольцевую, то есть газ начинает нагнетать в кольцевое пространство, а газонефтяная смесь выходит через подъемные трубы.

2.Продавливание жидкости в пласт. Применятся в скважинах, пробуренных на пласты, хорошо поглощающие жидкость. В подъемные трубы и в кольцевое пространство одновременно нагнетают газ до давления, которое может обеспечить компрессор и оставляют скважину под давлением на несколько часов. За это время в пласт уйдет некоторый объем жидкости, отчего уровень в скважине понизится. При повторном нагнетании рабочего агента в кольцевое пространство и снижении давления в подъемных трубах удается продавить оставшийся в кольцевом пространстве столб жидкости и пустить скважину в эксплуатацию

3.Метод одновременного нагнетания в скважину нефти и газа.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

4.Применение отверстий в подъемной колонне - жидкость продавливается газом через отверстие и газ, выйдя через отверстие, газирует жидкость, способствуя выбросу жидкости из НКТ, и скважина будет пущена в эксплуатацию.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Билет 5.

Вопрос 1. Режим газовой шапки (газонапорный режим )

Нефть вытесняется от пласта к скважине под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в подвышенной части пласта. Газ вытесняет нефть в пониженные части залежи.

Для повышения эффективности разработки нефтяной залежи с газовым режимом в ее повышенную часть следует нагнетать с поверхности газ, что позволит поддержать, а иногда и восстановить газовую энергию взамен. Коэффициент нефтеотдачи пласта = 0,4 - 0,7

Режим растворенного газа ( газовый режим )

Основной движущей силой при этом режим является газ, растворенный в нефти или рассеянный в виде мельчайших пузырьков в пласте вместе с нефтью. При понижении давления на забоях скважины выделившийся из нефти газ расширяется и проталкивает ее, а частично увлекает за собой. Запас энергии газа часто полностью истощается раньше, чем успевает отобрать более или менее значительное количество нефти. Пластовое давление при этом снижается очень быстро и дальнейшая эксплуатация скважины становится малоэффективной. Коэффициент нефтеотдачи в

пласте 0,15-0,3.

Вопрос -2. Принцип работы – Преобразование вращательного движения вала электродвигателя посредством кривошипно-шатунного механизма в возвратнопоступательное движение ползуна, соединённого с плунжером гидроцилиндра и регулирования подачи агента путем изменения длины хода ползуна вручную.

Назначение – Предназначен для объёмного напорного дозирования нейтральных и агрессивных жидкостей, эмульсий и суспензии (ингибиторы коррозий, бактерициды, метанол и т.д.) допускается перекачивание легковоспламеняющихся и горючих жидкостей. Электрическое питание от напряжения 380 Вольт и частотой 50 Гц.

Вопрос 3. Причины образования песчаной пробки ( оседание частиц песка )

-Разрушение породы призабойной зоны из-за высоких скоростей фильтрации

-Потеря контроля заработой скважины – разъеден штуцер

-Малая скорость и вязкость жидкости восходящего потока. Чем меньше скорость и вязкость, тем быстрее оседание песка. В нефти - медленнее, в воде – быстрее.

Ликвидация. Существуют два основных метода очистки песчаной пробки:

1.Удаление пробок желонками.

2.Промывка.

Впервом случае на канате в НКТ опускают и поднимают желонку – цилиндрическую емкость для захвата пробки и подъема её на поверхность.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Во втором случае в НКТ или эксплуатационную колонну спускают колонну промывочных труб (например: гибкая (койлтюбинг) труба) и создают циркуляцию жидкости для размыва пробки и выноса ее на поверхность. Нефтяные скважин промывают нефтью, водяные – водой.

Для повышения эффективности процесса разрушения песчаной пробки на башмак промывочных труб навинчивают наконечники (косой срез, торцевой фрез и.т.д.)

Способы обнаружения:

1.Снижение дебита скважины

2.Снижение буферного давления и повышение затрубного давления

3.Остановка работы скважины

Вопрос 4. Требования к воде, закачиваемой в пласт

1.Должна быть чистой и не содержать большого количества механических примесей и соединений железа. Однако единого стандарта не существует.

2.Не должна содержать сероводороды и углекислоты, вызывающие коррозию оборудования.

3.Вода не должна вступать с пластовой водой в химическое взаимодействие, сопровождающееся выпадением осадков, закупоривающих поры пласта.

4.Не должна содержать органических примесей (бактерии, водоросли)

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Билет 6.

Вопрос 1. Искусственное поддержание пластового давления характерно для напорных режимов

( водонапорный и газонапорный), обеспечивается путем закачки в пласт воды или газа.

Воду в пласт можно закачивать за контуром нефтеносности, на контуре и внутри контура.

При законтурном заводнении воду закачивают в пласт через специальные нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Эксплуатационные нефтяные скважины располагаются внутри контура нефтеносности рядами, параллельными контуру.

Благоприятными объектами являются пласты с хорошей проницаемостью и не осложненные нарушениями.

При плохой проницаемости пород на контуре нефтеносности нагнетательные скважины располагают внутри контура в водонефтяной зоне пласта в более или менее проницаемых частях залежи. Такой вариант носит название приконтурного заводнения.

В последнее время применяются комбинированные методы ( законтурное совмещают с внутриконтурным ) .

Когда имеются большие площади нефтяных месторождений, то применяется внутриконтурное заводнение.

При внутриконтурном заводнении применяют схемы центрального заводнения:

1.Очаговое заводнение.

2.Кольцевое заводнение.

3.Осевое заводнение

Для поддержания пластового давления в пласт надо нагнетать от 1.6 до 2.0 кубов воды на каждую тонну извлекаемой нефти. Надо компенсировать объём добычи нефти и газа, уход воды в периферийные зоны.

Вопрос 2. Назначение колонной головки – герметизация межтрубных пространств, подвески и крепление обсадных колонн, установки наземного оборудования скважины, для контроля за давлениями межтрубных пространств.

На заводе производят опрессовку на Р пробное = 2хР раб. при диаметре до 350мм., и на 1,5 кратное - при диаметре выше 350 мм.

Требование–с билета №2 , вопрос 2.

Вопрос 4. Характеристики обсадных колонн

Конструкция скважины должна обеспечивать

1.Устойчивость стенок ствола скважины.

2.Надежное разобщение пластов и пропластков.

3.Возможность спуска в скважину оборудования для извлечения продукции.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

4. Надежное сообщение скважины с разрабатываемым пластом

А) Направление – закрепляют рыхлые породы

Б) Кондуктор – предохраняет переток артезианской воды, спускают до Н = 500-1000 метров. Служит основой устья скважины, устанавливается превентор.

В) Технические колонны применяют для борьбы с поступлением в скважину больших объемов минерализованных вод, загрязняющих глинистым раствором. Служит для закрытия зон поглощения глинистого раствора или газоводопроявления.

Г) э/колонна – спускают после вскрытия продуктивного горизонта, служит для добычи нефти и газа. Самые распространённые от 219мм. до 114мм.

Д) хвостовик – укороченная обсадная колонна – сохраняет устойчивость продуктивного пласта, обеспечивает безопасность газонефтеводопроявлений с нижележащих пластов.

Требование: резьбовые соединения должны обеспечить надежную герметичность, они должны выдерживать вес колонны труб, внутреннее и наружное давление сминающее напряжение.

Ниже муфт на 60 -80 см. каждой трубы краской наносится диаметр, толщина стенок, марка прочности, номер плавки и знак завода изготовителя.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Билет 7.

Вопрос 2. – с билета 3, вопроса - 3

Задвижки с клиновым затвором – является запорной арматурой, в которой запорный элемент перемещается возвратно поступательно перпендикулярно потоку рабочей среды. В процессе эксплуатации находится в крайних положениях «открыто», «закрыто». Запорный элемент изготавливают в виде плоского клина, который при закрытии опускается на седло, расположенное в корпусе под определенным углом. Требования – билет 1. Вопрос 2.

Вопрос 4. Система промыслового сбора и транспортирования нефти, газа и воды – это разветвленная сеть трубопроводов, проложенных на площади месторождения подземно или подводно. Система должна быть:

1.Герметизирована.

2.Обеспеченной точным замером нефти, газа и воды по каждой скважине.

3.Доведение нефти и газа на технологических установках до нормальной товарной продукции, ее учет и передача транспортным организациям.

4.Безопасная эксплуатация технологических установок и их полная автоматизация.

Всостав системы сбора входят:

1.Эксплуатационные скважины с оборудованием

2.Нефтегазосборные сети с установками по сбору нефти и газа, т.е. групповые.

3.Резервуарные парки, компрессорные станции

4.ДНС (нефтеперекачивающие станции)

5.Газораспределительные узлы

6.Установки по обезвоживанию, обессоливанию и стабилизации нефти.

7.Газобензиновые установки

Современные схемы нефтегазосбора можно разделить на

1.По степени герметизации: а) закрытая; б) полузакрытая

2.По способу транспортирования: а) самотечные; б) напорные