ОТВЕТ НА ВОПРОС №6

Скважина - это горная выработка (вертикальная или наклонная) круглого сечения, глубиной от нескольких метров до нескольких километров, различного диаметра, сооружаемая в толще земной коры. Верхняя часть скважины называется устьем, нижняя часть скважины называется забоем, а боковая поверхность называется стволом скважины. Расстояние от устья скважины до забоя по оси ствола скважины называется длиной скважины. Проекция длины на вертикальную ось называется глубиной скважины.

Скважины бывают нефтяные, газовые, газоконденсатные, нагнетательные, наблюдательные, оценочные и т.д. Конструкция скважин должна отвечать следующим требованиям:

1. Обеспечивать механическую устойчивость стенок ствола скважины и надежное разобщение всех (нефть, газ, вода) пластов друг от друга, свободный доступ к забою скважин спускаемого оборудования, недопущение обрушения горных пород в стволе скважины.

2. Эффективную и надежную связь забоя скважины с продуктивным (нефтяным или газовым) пластом.

3. Возможность герметизации устья скважины и обеспечение направления извлекаемой продукции в систему сбора, подготовки и транспорта нефти и газа или нагнетания в пласт агента воздействия.

4. Возможность проведения в скважинах исследовательских работ, а также различных геолого-технических и ремонтно-профилактических работ.

Конструкция скважины:

ОТВЕТ НА ВОПРОС №5

Газонапорный режим

Во всех нефтяных залежах имеется газ, который находится в пласте в свободном состоянии в виде газовой шапки или в растворенном состоянии в нефти.

Режим работы нефтяной залежи, при котором основной движущей силой является энергия сжатого газа, находящегося в газовой шапке, называется газонапорным. При газонапорном режиме процесс вытеснения нефти газом аналогичен процессу вытеснения нефти водой. При водонапорном режиме вода вытесняет нефть в повышенные части земли, а при газонапорном режиме газ вытесняет нефть в пониженные части залежи. Приток нефти к нефтедобывающим скважинам при этом режиме происходит в основном за счет энергии расширения газа газовой шапки. При этом процесс вытеснения нефти расширяющимся газом сопровождается гравитационными эффектами.

Нефть стекает под действием силы тяжести в наиболее пониженные части залежи, а выделяющийся из нефти растворенный в ней газ мигрирует в повышенные зоны и пополняет газовую шапку, за счет чего замедляется темп падения пластового давления.

Если расход энергии расширения газа не полностью компенсируется, то в этом случае начинается сравнительно быстрое снижение пластового давления и одновременно снижение дебитов нефти в нефтедобывающих скважинах.

С целью увеличения нефтеизвлечения из залежи и недопущения перехода газонапорного режима в режим растворенного газа в газовую шапку закачивают газ. Чаще всего для этого используется нефтяной газ, который выделяется из нефти на поверхность. Его осушают и компрессорами закачивают в газовую шапку залежи, что позволяет поддерживать на заданном уровне, а иногда восстановить пластовую энергию.Режим растворённого газа

Основной движущей силой при режиме растворенного газа является газ, растворенный в нефти. По мере разработки нефтяной залежи давление в ней падает, при этом начинается выделение газа из нефти. Отдельные пузырьки его расширяются в объеме и выталкивают нефть из порового пространства в участки с пониженным давлением, то есть к забоям нефтяных скважин.

При этом режиме процесс вытеснения нефти характеризуется очень небольшой эффективностью из-за того, что количество газа в пласте, растворенного в нефти, небольшое, а также при снижении давления в залежи большая часть газа проскальзывает к нефтяным скважинам, не участвуя в процессе вытеснения нефти. Это происходит из-за того, что вязкость газа намного меньше вязкости нефти и пузырьки газа при своем движении к забоям нефтяных скважин опережают нефть. Пластовое давление при режиме растворенного газа быстро падает, и, соответственно, снижаются дебиты нефти в нефтяных скважинах.

Газовый фактор при этом сначала быстро возрастает, а затем, достигнув некоторого максимума, начинает быстро снижаться до полного истощения залежи.

Гравитационный режим

Гравитационный режим проявляется тогда, когда в нефтяном пласте давление снижено до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа.

Все породы, содержащие нефть и газ, залегают под некото¬рым углом к горизонтальной площади, поэтому находящаяся в них нефть под действи-ем силы тяжести стремится переместиться вниз по направлению падения пластов.

Чем больше угол наклона пласта, тем большую энергию силы тяжести имеет находящаяся в нем нефть. При крутых углах падения пластов наибольший дебит нефти дают скважины, пробуренные в пониженных участках пласта. При гравитационном режиме добыча нефти из залежи ведется механизированным способом. Добыча нефти ведется до тех пор, пока эксплуатационные затраты окупаются добытой нефтью.

Следует отметить, что нефтяная залежь редко работает с начала и до конца разработки на одном режиме. В процессе разработки нефтяной залежи на ней постоянно ведутся исследовательские работы, по результатам анализа которых вносятся соответствующие коррективы.

Гравитационный режим не имеет практического применения, но он важен для правильного понимания процессов, происходящих в нефтяных залежах при их разработке. Решающее значение гравитационный режим имеет при шахтной добыче высоковязкой нефти.

Водонапорный режим.

При жестководонапорном режиме движение нефти в пласте к забоям скважин происходит под действием давления краевых или законтурных вод, имеющих постоянное пополнение из поверхностных источников за счет атмосферных осадков, талых вод, водоемов или за счет искусственной закачки воды в нагнетательные скважины.В подобных залежах пластовое давление обычно равно гидростатическому давлению столба воды высотой, равной глубине залегания пласта. Необходимо отметить, что пластовое давление при этом в начальный период разработки залежи падает, а затем выравнивается и в дальнейшем остается практически постоянным при определенных темпах отбора жидкости из залежи (4-8% от утвержденных извлекаемых запасов нефти в год).

При этом режиме, как правило, устанавливаются стабильные во времени дебиты жидкости из скважин, пластовое давление и газовый фактор.

Постоянство газового фактора объясняется тем, что при Рпл > Рнас выделение газа в пласте не происходит и из каждой добытой тонны нефти извлекается газ, который в ней был растворен в пластовых условиях. Обводнение скважин при этом режиме происходит сравнительно быстро.

При искусственном водонапорном режиме постоянный напор воды, который вытесняет нефть, создается за счет закачки воды через специальные нагнетательные скважины.

При жестководонапорном режиме количество отобранной жидкости из залежи (нефть, вода) должно быть равно количеству поступившей в залежь законтурной воды в пластовых термодинамических условиях (при естественном водонапорном режиме). То же самое и при искусственном водонапорном режиме (с Л = 1,5 -1,6 на потери в поверхностных условиях и в пласте).

При жестконапорном режиме разработка залежи прекращается, когда контурная вода доходит до нефтяных скважин и из пласта вместо нефти извлекается в основном вода.

ответ на вопрос 14. Газлифтный способ добычи нефти

В скважинах, где давление в коллекторе или давление растворенного газа слишком мало, чтобы создавать фонтанирование, поток жидкости может поддерживаться искусственным методом — газлифтом. Существует множество вариаций газлифтной системы, но основной принцип заключается в том, чтобы брать газ из внешнего источника и закачивать его в добываемые жидкости, проходящие по насосно-компрессорной колонне. Это снижает вес столба жидкости и обеспечивает истечение нефти из скважины.

В ходе эксплуатации газ под давлением закачивается в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами и попадает в последнюю через открытый газ-лифтный клапан. Жидкость в насосно-компрессорной колонне выше клапана вытесняется и/или становится легче при смешивании с газом и может подниматься на поверхность вместе с расширяющимся газом. Когда газ и Жидкость достигают поверхности, газ отделяется от нефти. Здесь его вновь сжимают до высокого давления и еще Раз закачивают в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами, чтобы повторить цикл снова.

Так как газ закачивается с более или менее постоянной скоростью, система классифицируется как непрерывный газлифт. Тем не менее рано или поздно давление в коллекторе понизится до такой степени, что даже с помощью вспомогательной закачки газа оно не будет поддерживать ток нефти. На данном этапе можно применить одну из периодических систем газлифта. По этому методу жидкости дают время для накопления в насосно-компрессорной колонне. Затем в скважину в заранее определенные промежутки времени закачивают газ, который порциями вытесняет жидкость на поверхность.

Особым типом газлифта является система плунжерного подъема для скважин, производящих небольшие количества жидкости. На нижнем конце насосно-компрессорной колонны устанавливают накопительную камеру. Когда накапливается достаточное количество жидкости, плунжер выталкивает ее на поверхность. Энергия для выталкивания плунжера на поверхность передается газом высокого давления. Когда плунжер достигает поверхности, газ высокого давления высвобождается и плунжер падает обратно на дно насосно-компрессорной колонны до своего следующего путешествия на поверхность.

Газлифт широко используют как механизированный способ эксплуатации при морском способе добычи. Предпочтительным методом газлифта в море является непрерывный газлифт, так как пропускная способность трубопроводов высокого и низкого давления обычно ограничена. На суше также имеется много установок для газлифта. В начале XIX века водозаборные скважины зачастую эксплуатировали с помощью воздушного лифта. Для этого по линии тонких труб в скважину подавали сжатый воздух, чтобы поднимать воду на поверхность. Тот же принцип был позднее применен для нефти, но воздух в качестве закачиваемой среды заменили на природный газ, чтобы снизить опасность коррозии и пожара.

дополнение или как хотите к 14 вопросу

(так кратенько, + и -)

Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами.

1. Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин.

2. Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа.

З. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно-направленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири.

4. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.

5. Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту.

6. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования.

7. Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследов

Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки

1. Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций

2. Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы.

З. Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.

ответ на впрс №21 Солянокислотная обработка скважин.

Солянокислотная обработка скважин – это воздействие соляной кислоты на материал пласта . В основном продуктивные пласты состоят: либо из кремнезёмистого пласта , либо из песчаного, либо представлены известняками или долонитами. Так как с кремнеземом соляная кислота не реагирует - в песчаных пластах она бесполезна. Возможно использование HF. Соляная кислота хорошо реагирует с известняками

CaCO3+2HCl = CaCl2+CO2 +H2O

Было твёрдое вещество (CaCO3) из него получиили растворимую в воде соль (CaCl2), образовавшийся углекислый газ и вода. В результате увеличивается пористость и проницаемость призабойной зоны.

При солянокислотной обработке скважину очищают от песка, грязи, парафина и т.п. Для очистки её стенок от цементной и глинистой корки и продуктов коррозии на забой в скважину закачивают кислоту, выдерживают её без промывки, вымывают (“ кислотная ванна”) отреагированную кислоту вместе с продуктами реакции.

Если в скважине возможно установить циркуляцию, то сначала её заполняют нефтью, затем в трубы нагнетают раствор соляной кислоты. Вытесняемую нефть замеряют в мернике (количество кислоты, нагнетаемой в скважину, должно быть равным объёму насосно-компрессорных труб и затрубного пространства в интервале расположения обрабатываемого горизонта). После закачки расчётного количества кислоты закрывают задвижку на выкиде из затрубного пространства и под давлением в скважину нагнетают небольшое количество кислоты. После этого кислоту из труб продавливают в пласт нефтью или водой. В таком состоянии оставляют скважину и пускают в эксплуатацию.

При кислотных обработках используют специальные агрегаты (например, агрегат типа Азинмаш-30) или обычные передвижные насосные агрегаты, смонтированные на автомобили или тракторе

Соляно-кислотную обработку в любом варианте применяют для обработки карбонатных пород. Если продуктивные горизонты сложены песчаниками с глинистым цементом, применяют грязевую ванну (смесь плавиковой кислоты с соляной). Вначале целью удаления цементной и глинистой корки делают соляно-кислотную ванну. Затем для растворения в призабойной зоне карбонатов в скважину закачивают 10-15% -ный раствор соляной кислоты. После удаления продуктов реакции в пласт закачивают грязевую кислоту, выдерживают её определённое время, очищают забой от продуктов реакции и пускают скважину в работу.

При соляно кислотной обработке скважин используются следующие агрегаты: АНЦ 32/50, УНК- 16/5 предназначены для транспортировки соляной кислоты и нагнетания в скважины жидких сред при солянокислотной обработке призабойной зоны скважин.

В настоящее время технологии по обработке скважин соляной кислотой продолжают совершенствоваться. Например, используются солянокислотные обработки с использованием Нефтенола К.

Опытные солянокислотные обработки с применением Нефтенола К показали высокую эффективность: прирост добычи нефти составляет в среднем около 5 м3/сут.

Однако в настоящее время всё больше используются новые, более прогрессивные методы воздействия на пласт – использование серной кислоты, использование алюмосодержащей композицией с добавлением соляной кислоты (радиусы зоны обработки возрастают по сравнению с солянокислотными обработками в 4 - 10 раз).

ОТВЕТ НА ВОПРОС №2

Нефтеносный пласт – коллектор углеводородов - — горная порода, содержащая пустоты (поры, каверны или системы трещин) и способная вмещать и фильтровать флюиды (нефть, газ, воду).Коллекторами нефти и газа являются как терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты, некоторые глинистые породы) так и хемогенные и биохемогенные (известняки, мел, доломиты), а также смешанные породы.

Залежь нефти и газа представляет собой естественное локальное (единичное) скопление нефти и газа в ловушке (существуют ловушки: сводовые, тектонические, литологические экранированные, стратиграфические экранированные). Залежь нефти образуется в той части резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами движения, заставляющими нефть и газ перемещаться в природном резервуаре, и силами сопротивления, которые препятствуют движению.

Месторождение нефти и газа — скопление углеводородов (нефти, газа и газоконденсата) в одной или нескольких залежах, связанных территориально, общностью геологического строения и нефтегазоностности. Под территориальной связаностью нескольких залежей понимается общность их внешнего контура, то есть полное или частичное перекрытие их контуров в проекции на земную поверхность. Площадь месторождений нефти и газа обычно составляет первые десятки сотен км2, известны и гигантские по площади месторождения, площадь которых более 1000 км2. Для добычи используются нефтяные и газовые скважины. Газоносный горизонт обычно располагается выше нефтяного.

ОТВЕТ НА ВОПРОС №7

Буровая скважина – горная выработка цилиндрической формы, имеющая значительную длину и небольшой диаметр.

Бурение скважины состоит из следующих трех основных (рабочих) процессов:

разрушения горной породы на забое скважины;

удаления разрушенной породы (шлама) с забоя скважины на поверхность;

закрепления неустойчивых (обрушающихся) стенок скважины.

Виды бурения: ударное; вращательное.

Ударное бурение из-за ограниченности глубины не получило широкого распространения.

Вращательное бурение. Суть: путём вращения режущего инструмента производится разрушение горной породы, а разрушенная часть выносится на поверхность буровыми растворами.

Вопрос 29

Разведка и эксплуатация нефтегазовых месторождений с позиций экологической геологии относится к системе «литосфера – инженерные сооружения (техногенное воздействие) – биота».

Предприятия нефтяной и газовой отраслей рассматриваются как источники комплексного и концентрированного воздействия на окружающую среду. Прежде всего, через лито-, гидро- и атмосферу. Последствия такого воздействия нередко проявляются на значительных расстояниях от источников.

Обмениваясь с окружающей средой веществом, энергией и информацией, промышленные предприятия формируют природно-техногенную систему или технобиогеоценоз.

Воздействие объектов нефтегазового комплекса обусловлено токсичностью природных углеводородов и сопутствующих им ресурсов, разнообразием химических веществ, используемых в технологических процессах, а также спецификой добычи,

подготовки, транспорта, хранения, переработки и разнообразного

использования нефти и газа.

Существует богатый мировой опыт разработки месторождений полезных ископаемых методами глубокого кустового бурения с соблюдением норм экологической

безопасности. Большинство ведущих компаний мира основывают свою доктрину на концепциях допустимого риска. Многие производители вкладывают большие финансовые средства в охрану окружающей природной среды как гарант снижения

общего риска производства, обеспечения экономической выгоды (прибыли) при соблюдении норм охраны окружающей среды. Огромный ущерб окружающей среде может быть нанесен в результате аварийных выбросов и неконтролируемого фонтанирования скважин подземными флюидами – водой, газом и

особенно нефтью.

Экологическая оценка намечаемой деятельности – превентивный, упреждающий инструмент экологического регулирования, нацеленный на учет экологических последствий намечаемой деятельности до начала ее осуществления. Особую

важность такой подход приобретает в связи с распространением представлений об устойчивом развитии, способном наилучшим образом обеспечить потребности нынешнего и будущих поколений. Системы экологической оценки (ЭО) намечаемой

деятельности сегодня используются практически во всех странах мира и во многих международных организациях, как «превентивный», упреждающий инструмент экологической политики. Экологическая оценка основана на простом принципе: легче выявить и предотвратить негативные последствия деятельности для окружающей среды на стадии планирования, чем обнаружить и исправлять их на стадии ее осуществления.

Таким образом, экологическая оценка сосредоточена на всестороннем анализе возможного воздействия планируемой деятельности на окружающую среду и использовании результатов этого анализа для предотвращения или смягчения

экологического ущерба.

Инженерно-экологические изыскания – комплексное исследование компонентов окружающей природной среды (почв, атмосферного воздуха, подземных и поверхностных вод,геофизических полей), техногенных и социально-экономических

условий в районе расположения проектируемого объекта. Инженерно-экологические изыскания следует выполнять для предпроектной документации (градостроительной, обоснований инвестиций) с целью обеспечения своевременного принятия объемно-планировочных, пространственных и конструктивных решений, гарантирующих минимизацию экологического риска и

предотвращения неблагоприятных или необратимых экологических последствий.