нефть лекции-1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Билет 8.

Вопрос 1. Все методы добычи нефти, при которых используется дополнительная энергия, называются вторичными методами добычи нефти.

При разработке нефтяной залежи на не напорных режимах без поддержания пластового давления первоначальные запасы пластовой энергии быстро расходуются, в результате снижается дебит скважины до весьма малых величин. В то время как в залежи остается огромное количество нефти.

Общий коэффициент нефтеотдачи таких залежей низкий 0.15 – 0.3.

Для повышения текущей добычи нефти применяются вторичные методы .

Применение вторичных методов характерно для месторождений с режимом добычи растворенного газа.

В качестве вторичных мероприятий для извлечения остаточных запасов нефти из истощенных залежей, применяется вытеснение этой нефти путём нагнетания в залежь воды или газа. Нагнетание в пласте воды или газа осуществляется по всей площади нефтяной залежи. Обычно в качестве нагнетательных скважин используются нефтяные скважины, выбывшие из эксплуатации.

Условиями эффективного применения вторичных методов добычи нефти является спокойное пологое залегание пластов, однородность проницаемости пород пласта, небольшая вязкость нефти, мощность продуктивного пласта.

Принцип закачки газа такой же, как и воды. Нормы закачки газа на одну нагнетательную скважину составляют в пределах 2000 – 5000 куб. метров в сутки при мощности пласта не более 20 метров.

Вторичные методы добычи нефти являются вынужденными мероприятиями, которые применяются по причине малой эффективности первичной стадии эксплуатации месторождений.

Форсированный отбор жидкости – это значительное повышение добычи (увеличение штуцера ) по всем скважинам путём увеличения градиентов давления и скорости движения её в пласте к скважинам способствует вовлечению в общее движение так же и жидкости (а следовательно и нефти ), занимавшей каналы, по которым при меньших градиентах движения не было.

Эффективно, когда скважина обводнена на 75 – 85%. Условие эффективности метода – когда высокая проницаемость пород и высокие уровни жидкости в скважинах.

Вопрос 2. Назначение и устройство трапов.

Трап – это сепараторы вертикальные и горизонтальные, отделяют газ от жидкости, применяют часто для замеров дебитов скважин.

Вертикальные сепараторы бывают двух типов:

1.С тангенциальным вводом, работающие по принципу использования центробежной силы.

2.С радиально – щелевым вводом, работающим на принципе гравитационных сил для отделения газа от жидкости.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Устройство : Сосуд, работающий под давлением. НВО – 1 раз в 2 года, ГИ – 1 раз в 8 лет, приборы: манометры, термометры, уровнемерное стекло, предохранительный клапан.

Требования к оборудованию и меры безопасности. Сосуды устанавливаются на открытых площадках, исключающих скопления людей, исключать возможность их опрокидывания, обеспечивать возможность осмотра, ремонта и очистки их с внутренней и наружной сторон, для обслуживания устанавливаются площадки и лестницы.

Меры безопасности:

1.Регистрируются в органах Ростехнадзора России

2.НВО – имеют цель установить исправность сосуда и возможность его дальнейшей эксплуатации

3.ГИ – проверка прочности элементов сосуда и плотности соединений.

4.ЭПБ.

Вопрос 3. Задвижки с параллельным затвором. Принцип работы (билет 3 вопрос 3)

В задвижке двигаются две плашки, параллельные друг другу и перекрывают трубопровод. Снизу давит рабочая среда трубопровода, плашки раздвигаются и плотно прилегают к зеркалу корпуса и перекрывают без пропуска.

Устройство задвижки: корпус, затвор, шток, маховик, уплотнительное устройство.

Требования – билет 1, вопрос 2

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Билет 9

Вопрос 1. Газовый фактор: его роль в фонтанировании.

Газовый фактор – это количество газа в 1 куб. метре нефти. Чем он больше, тем больше скважина работает фонтанным способом эксплуатации.

Газовый фактор – отношение полученного из месторождения газа к количеству добытой нефти.

Удельный вес поднимаемой жидкости в скважине уменьшается. Газовый фактор влияет на режим работы скважины: при водонапорном режиме он не меняется в течение всего периода работы скважины, при газонапорном – в последней стадии разработки быстро возрастает.

Вопрос 2. Виды перфораций: Пулевая, кумулятивная, гидропескоструйная.

1.Пулевой перфоратор – представляет собой трубу длиной 1 метр, диаметром 100 мм., который заряжается спрессованным порохом и 10 стальными пулями, спускают на каротажном кабеле. В настоящее время практически не находит применение.

2.Кумулятивная перфорация – перфораторы имеют заряды с конусной выемкой, которые позволяют фокусировать взрывные потоки газа и направлять их с большой скоростью перпендикулярно к стенке скважины. Выстрелы производят замыканием электрической цепи.

3.ГПП – состоит из толстостенного корпуса, в который ввинчивается до 10 насадок из абразивно-стойкого материала диаметрами 3 - 6 мм. Нагнетаемая жидкость с песком выходит через насадки и за короткое время струя жидкости образует отверстие в обсадной колонне, цементном камне и породе пласта.

Меры безопасности.

1.Э/к должна быть герметична

2.Обеспечение свободного прохода перфоратора к э/к

3.Стажировка, сдача экзаменов

4.Ограждение территории перфорации

5.Обеспечить все источники электрической энергии

6.Проведение инструктажа.

Документация: акт опрессовки колонны, акт опрессовки ПВО, акт подготовки скважины к перфорации.

Вопрос 3. Причины образования м/к проявлений – это избыточное давление за эксплуатационной и технической колоннами.

Причины:

1.Некачественное цементирование

2.Неполный подъем цементного раствора за колонной

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3.Нарушение герметичности уплотнений в колонной головке

4.Резьбовой пропуск

Способы обнаружения:

1.Повышение межколонного давления

2.Появление грифонов

Меры безопасности – не допускать превышения давления опрессовки обсадных колонн.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Билет 10.

Вопрос 1. Методы исследования. Гидродинамические исследования.

-Метод установившихся отборов – состоит в измерении забойных давлений и соответствующих этим давлениям дебитов нефти, газа и воды.

-Метод при неустановившемся режиме, или метод восстановления давления – основан на изучении неустановившихся процессов фильтрации, происходящих в пласте при остановке и пуске скважин. Сущность этого метода исследования состоит в прослеживании скорости восстановления во времени после остановки скважины и скорость снижения давления после пуска скважины в эксплуатацию.

Требования безопасности

1.Спуск глубинных приборов осуществляется при установленном на устье скважины лубрикаторе, который опрессован давлением, ожидаемым на устье.

2.Проволока должна быть целой, без скрутки

3.Проводится по плану работ, с ознакомлением под роспись

4.Инструктаж, спецодежда

Вопрос 2.Теплообменник – устройство, в котором осуществляется теплообмен между двумя теплоносителями, имеющими разные температуры. Теплообменники нельзя путать с печами( в них применяется открытое пламя ) . При больших давлениях является сосудом, работающим под давлением.

Устройство: котел, насос, теплообменник, змеевик, корпус теплообменника.

Требования: Должен быть паспорт, товарный знак завода изготовителя, порядковый номер. Год выпуска, регистрационный номер, рабочее давление, расчетное давление, сроки испытания. Теплообменник работать должен в автоматическом режиме.

Вопрос 3. Прихват НКТ – это их неподвижность из-за поступления призабойной породы в затрубное пространство.

Способы обнаружения: при работе скважины падает Рзатр., при прокачке отсутствует циркуляция, нет сообщения пласта с затрубным пространством.

Меры безопасности:

1.Проверка на герметичность НКТ

2.Качественная промывка скважины

3.Правильная технология промывки

4.Правильный подбор жидкости при промывке

5.Правильная технология добычи при однорядном газлифтном способе

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Билет 11.

Вопрос 1. Частично билет 4 вопрос 3

Газлифт бывает:

1.Однорядный – газ подается в затрубное пространство через пусковое отверстие в НКТ

2.Двухрядный – газ подается в кольцевое пространство или во второй ряд.

Вопрос 2.(билет 6, вопрос 3) Замеры проводятся на групповых установках. При малых дебитах скважины продукция скважины направляется в замерной сепаратор. При этом фиксируется время, требуемое для заполнения определенного объема трапа между двумя уровнями, отмеченными на уровнемерном стекле или на шкале регулировки уровня, и вычисляют по формуле:

Q=(11,3d2hp): t Q-дебит т/сут. ,d-внут.Ø сепаратора, h-разность уровней(высота), p-плотность жидкости при t измерений т/м3, t – продолжительность измерения

Для замера расхода жидкости еще применяют тахометрические счетчики типа ТОР или турбинные типа НОРД.

При больших дебитах скважины, проведение замера и учет нефти проводится в градуированных емкостях. Существуют закрытые измерительные комплексы, замеряющие одновременно количество нефти, газа и воды в продукции скважины (ОЗНА, АСМА, ЭМЕРСОН.)

Учёт и замер воды проводится по водочувствительным пастам.

Вопрос 3. Частично билет 7, вопрос 4

Промысловые нефтесборные коллекторы прокладывают для транспортировки продукции от групповой замерной установки до дожимной насосной станции или до установки подготовки нефти. Диаметр сборных коллекторов 100 – 350 мм, протяженность достигает 10 км и более.

Промысловые резервуары (РВС) предназначены для сбора, хранения и подготовки сырой и товарной нефти, а также для сбора и очистки воды перед ее закачкой в пласт. Они оснащаются предохранительными клапанами, дыхательными клапанами, огнепреградителями, уровнемерами, пробоотборниками, сигнализациями уровня, люками.

Вопрос 4. Отложение солей в НКТ:

1.Обработка внутренней поверхности кислотой или щелочью по разработанному технологическому плану.

2.Применяются трубы с внутренним остеклением.

Отложение парафина

1.Механическая очистка - применяются скребки различной конструкции, работы выполняются в процессе эксплуатации скважины, без ее остановки, скребок опускают на проволоке.

2.Тепловое воздействие – подъемные трубы подогревают паром, горячей нефтью, нефтепродуктами, трубы пропаривают без остановки работы скважины.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3.Покрытие внутренних поверхностей специальными лаками, эмалями и стеклом. Парафин, выпадая на такую поверхность, слабо удерживается и легко смывается потоком.

4.Применение различных химических реагентов. (СНПХ, метанол и.т.д.)

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Билет 12.

Вопрос 1. Способ эксплуатации скважины, при котором подъем нефти и смеси с газом от забоя на поверхность осуществляется только за счет природной энергии, называется фонтанным.

Передача энергии в пласт осуществляется:

1.Насосами – водонапорный режим.

2.Сжатым газом – газонапорный режим.

Большинство фонтанных скважин работает под действием гидростатического напора и расширяющегося газа. Условия фонтанирования скважины под действием гидростатического напора определяется неравенством:

Pзаб>рgh

Если по мере подъема жидкости в скважине давление снижается и на некотором расстоянии от забоя достигает величины, равной давлению насыщения, при этом из жидкости начинает выделяться газ, способствующий дальнейшему подъему жидкости на поверхность – называется фонтанированием под действием расширяющегося газа.

Вопрос 2.Важное условие сохранения естественной проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии является максимально возможное снижение репрессии на продуктивный пласт за счет уменьшения давления столба бурового раствора посредством снижения его плотности и реализации так называемого способа бурения на равновесии (или даже на депрессии). Однако полностью исключить репрессию при вскрытии пласта бурением вряд ли возможно. Поэтому необходимо иметь буровой раствор (желательно безглинистый ), который предотвратил бы возможность глубокого проникновения его фильтрата в пласт в момент наличия репрессии, должны обеспечиваться высокая степень его очистки от выбуренной породы и отсутствие физикохимического взаимодействия с породами продуктивной зоны и пластовыми флюидами.

Меры безопасности : Работа в спецодежде, применение средств индивидуальной защиты при применении химических реагентов согласно инструкции.

Вопрос 3. Определение процентного содержания воды проводят методом Дина и Старка, принятый в качестве стандартного (ГОСТ 2477-65), основанный на измерении объема воды, испарившейся из определенного объема исследуемой обводненной пробы нефти с растворителем при прогреве их до температуры кипения. Прибор Дина – Старка состоит:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Пробу нефтеэмульсии хорошо перемешивают пятиминутным встряхиванием, в дистилляционную колбу вводят 100 г. пробы + 100 г. растворителя (толуол технический, нефтяной дистиллят), перемешивают. Собирают прибор герметично, включают горелку, содержимое колбы доводят до кипения так, чтобы скорость конденсации дистиллята в приемник была 2 – 5 капель в секунду. Перегонку прекращают, как только объем воды в приемной ловушке не будет увеличиваться и

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

верхний слой растворителя станет совершенно прозрачным. Время перегонки должно быть не менее 30 и не более 60 минут.

Долю воды в процентах можно вычислить по формуле:

X=(V0:m) x 100% – массовая доля в %, где: V0-объём воды в приёмнике в см3 m – масса пробы, в г.

Х= (V0 : V0 х 100% -объёмная доля в %, где: V- объём пробы в см3

Определение % содержания микропримесей в нефти ( по ГОСТ – 6370-83 ) заключается в фильтровании испытуемых продуктов с предварительным растворением в бензине или толуоле, промывание осадка на фильтре растворителем с последующим высушиванием и взвешиванием.

Вопрос 4. Неполадки и устранение (билет 9, вопрос 4)

1.Могут быть отложения песка и в следствии - песчаная пробка, устранение: регулирование отбора жидкости из газлифтных скважин путем изменения глубины погружения подъемных труб, диаметра подъемных трубили количества нагнетаемого рабочего агента. Устранение – промывка скважины нефтью.

2.Отложение солей в подъемных трубах – в скважину закачивают химический реагент.(билет 11. Вопрос 4)

3.Отложения парафина ( билет 11. Вопрос 4)

4.Образование металлических сальников – выделение из газа влаги 70 – 80% сопровождается коррозией – накапливается ржавчина. Устранение:

А) применение футерованных труб (остекленных, покрытых лаком, эмалью)

Б) осушка подаваемого рабочего агента ( газа )

В) периодическое изменение направления движения газа (с кольцевой на центральную и наоборот)

Г) Подача в скважину ПАВ

Д) установка бригады КРС

5. Образование эмульсий – вода с нефтью при поступлении в скважину образуют стойкую эмульсию.

Устранение: Применяют внутрискважинную диэмульсацию. В кольцевое пространство вместе с газом подается жидкий диэмульгатор с помощью дозировочных насосов.

Меры безопасности: План работ, инструктаж, спецодежда, ознакомление с планом под роспись.