1. Разработка газовых месторождений— комплекс работ по извлечению природного газа из пласта-коллектора.

Под системой разработки газовых месторождений понимают размещение на площади газоносности и структуре необходимого числа эксплуатационных наблюдательных и пьезометрических скважин и соблюдением порядка ввода их в эксплуатацию и поддержанием допустимых технологических режимов эксплуатации скважин. Добываемый природный газ на поверхности подвергается промысловой обработке. Для этого применяется соответствующая система обустройства промысла. Система разработки газовых месторождений и обустройство промысла должны обеспечить заданный уровень добычи газа и целевых компонентов с оптимальными технико-экономическими показателями и коэффициентом газоотдачи при соблюдении условий охраны недр и окружающей среды (если месторождение содержит несколько залежей, то задаваемый уровень добычи газа из каждой находится в результате решения задачи оптимального распределения отбора газа по отдельным залежам данного месторождения, отбор газа из которого определяется на основании оптимизации уровней добычи по месторождениям рассматриваемой газоносной провинции).

2. В момент пуска газлифтной скважины, т. е. когда уровень жидкости в межтрубном пространстве будет оттеснен до башмака, давление газа, действующее па этот уровень, будет уравновешиваться гидростатическим давлением столба жидкости высотой h + Δh в подъемных трубах. Это и будет то максимальное давление газа, которое называется пусковым, необходимое для пуска газлифтной скважины.

рабочее давление — наибольшее избыточное давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации арматуры и деталей трубопровода (МПа, кгс/см2).

ДИНАМИЧЕСКИЙ УРОВЕНЬ СКВАЖИНЫ— уровень пластовой жидкости, который устанавливается в затрубном пространстве буровой скважины в процессе её работы. Используется для расчёта глубины спуска насосного оборудования (насос, насосно-компрессорные трубы, штанги, кабель), установки пусковых и рабочих клапанов в газлифтных скважинах, а также обработки результатов исследований пластов и скважин. Определяется с помощью эхолота.

3. Основные методы борьбы с отложениями парафина:

- применение высоконапорной (0,981 - 1,47 МПа) герметизированной системы сбора нефти и газа;

- использование паропередвижных установок (ППУ);

- применение поверхностно - активных веществ (ПАВ) или ингибиторов парафиноотложения, подаваемых на забой или на устье скважины в поток обводненной нефти для предотвращения образования нефтяной эмульсии и торможения роста кристаллов парафина;

- покрытие внутренней поверхности труб различными лаками, эпоксидными смолами и стеклопластиками для уменьшения шероховатости труб;

- применение теплоизоляции, способствующей сохранению высокой температуры нефти;

- применение резиновых шаров (торпед), периодически вводимых (по мере накопления парафина) в выкидные линии на устье скважины и извлекаемых на групповых установках.

4. 3.5.2.37. Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования электронасосов, осмотр, ремонт и их наладку должен проводить электротехнический персонал.

Билет 24

1. Методы поддержания пластовой энергии в нефтяной залежи

Для поддержания пластового давления и увеличения коэффициента

отдачи пласта, который на разных месторождениях колеблется в широких пределах, применяют закачку под давлением в продуктивные пласты воды или газа через нагнетательные скважины.

Первый метод связан с закачкой под большим давлением (порядка 20 МПа) в нефтяные пласты воды, прошедшей специальную подготовку.

Различают законтурное, внутриконтурное и площадное заводнение нефтяных пластов.

При законтурном заводнении воду закачивают в пласт через

нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром

нефтеносности по периметру залежи на расстоянии 100-1000м. Эксплуатационные скважины располагают внутри контура нефтеносности рядами параллельно контуру. Суммарный объем отбираемой жидкости равен количеству нагнетаемой в пласт воды (рис. 6.2).

Е го приме­няют на объектах с малорасчлененными по толщине продуктив­ными пластами, обладающими сравнительно высокой гидропро-водностью, при небольшой ширине залежей (до 4—5 км,

На больших месторождениях применяют внутриконтурное заводнение – разрезание нагнетательными рядами на отдельные эксплуатационные блоки. На 1 т извлекаемой нефти необходимо нагнетать 1,6 ¸ 2 м3 воды.

Применяют в основ­ном на объектах с большими площадями нефтеносности (сотни квадратных километров и более). При законтурном заводнении одновременно может работать не более трех рядов скважин вследствие экранирования работы внутренних рядов внешними, поэтому для обеспечения отбора нефти также из центральной части эксплуатационного объекта крупные объекты с помощью разрезающих рядов нагнетательных скважин делят на отдель­ные, самостоятельно разрабатываемые участки, которые назы­вают эксплуатационными полями или блоками.

Площадное заводнение применяется как вторичный метод добычи нефти при разработке нефтяных залежей на ненапорных режимах, когда запасы пластовой энергии в значительной степени израсходованы, а в недрах есть значительное количество нефти. Закачка воды в пласт осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных равномерно по всей залежи.

Нормальный расход воды – 10 ¸ 15 м3 на 1 т нефти.

Заводнение позволило повысить нефтеотдачу, но в настоящее время оно практически исчерпало свои возможности, и для повышения его эффективности разрабатываются более совершенные его виды.

2. Дать определения понятиям депрессии \разность давлений на забое скважины и в пласте - \ дебит \количество газа или жидкости поступающее из вскрытого пласта в единицу времени\ освоение скважин \мероприятия по вызову притока жидкости в скважину - очистка забоя от грязи песка бурового раствора и понижение давления на забое\кпд фонтанного подъемника

3. методы борьбы с отложениями солей в трубопроводах

Существует достаточно много способов борьбы с солеотложениями, которые делятся на три вида:

• Физические методы. К ним относится использование влияния различных электомагнитных, аккустических полей, что является достаточно трудным в техническом исполнении, и требует больших расходов электроэнергии.

• Технологические методы, исключающие смешение химически несовместимых вод, способствующие увеличению скорости водонефтяного потока (турбулизация). К этому методу относится и применение защитных покрытий (стекло, эмали, различные лаки, эпоксидная смола). Покрытия не предупреждают полностью отложения солей, но снижают интенсивность роста их образования, поэтому их рекомендуют использовать на скважинах с умеренной интенсивностью солеотложений.

• Химические методы – ингибиторная защита скважин.

Химические методы предотвращения отложений, основанные на применении химических реагентов-ингибиторов, в настоящее время являются наиболее известными, эффективными и технологичными способами предотвращения отложения неорганических солей.

4. на чем должен подвешиваться кабельный ролик

Кабельный ролик должен подвешиваться на мачте подъемного агрегата при помощи цепи или на специальной канатной подвеске и страховаться тросом диаметром 8 - 10 мм.

Силовой кабель должен быть проложен от станции управления или от ближайшей клеммной коробки к устью скважины на эстакаде. Допускается прокладка кабеля на специальных стойках-опорах.

Кабель, пропущенный через ролик, при спуско-подъемных операциях не должен касаться элементов конструкции грузоподъемных механизмов и земли.

Билет 25

1. Законтурное заводнение

При законтурном заводнении воду закачивают в пласт через

нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром

нефтеносности по периметру залежи на расстоянии 100-1000м. Эксплуатационные скважины располагают внутри контура нефтеносности рядами параллельно контуру. Суммарный объем отбираемой жидкости равен количеству нагнетаемой в пласт воды (рис. 6.2).

Е го приме­няют на объектах с малорасчлененными по толщине продуктив­ными пластами, обладающими сравнительно высокой гидропро-водностью, при небольшой ширине залежей (до 4—5 км, а при наиболее благоприятном строении пластов и более).

2. Освоение скважин \ комплекс работ по вызову притока пластового флюида изпродуктивных горизонтов на поверхность с целью достижения проектной производительности скважины. Освоение скважин осуществляется посредством снижения давления столба промывочной жидкости в скважине ниже пластового; при этом создается депрессия на пласт, благодаря которой и происходит вызов притока пластового флюида. Для этого в случае, когда пластовое давление выше гидростатического, заменяют тяжёлую промывочную жидкость на воду, а затем (если нет притока флюида) на нефть (газовый конденсат). Если пластовое давление не превышает гидростатическое, а пласт хорошопроницаем и незагрязнён, освоение скважин достигается снижением уровня жидкости следующими способами: газированием промывочной жидкости воздухом (эрлифт) или газом (газлифт), а также свабированием и откачкой жидкости насосом \ эксплуатация скважин \это подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии которой обладают флюиды так и подаваемой в скважину с поверхности. технологический режим работы скважины \ Совокупность ряда условий и норм, с помощью которых осуществляется рациональная эксплуатация скважин. Включает следующие элементы: - абсолютные величины дебитов нефти, газа, воды и эмульсии в данной скважине - соответствующие этим дебитам допустимые величины забойного давления - допустимые проценты воды, эмульсии и песка в жидкости, поступающей из скважины - величины газового фактора - параметры подземного оборудования - параметры наземного оборудования. Кроме того, в технологическом режиме учитываются такие элементы, как количество часов работы скважины, а также мероприятия профилактического порядка. Составляется на основании учета состояния пласта в районе действия скважин по данным исследований, исходя из принципов рациональной эксплуатации данного пласта как единого целого. Так как в процессе разработки состояние пласта в районе скважины непрерывно меняется, Технологические режимы периодически пересматриваются.\

3. Нефтянык эмульсии и причины их образования

Эмульсии представляют собой дисперсные системы из двух взаимно мало- или нерастворимых жидкостей, в которых одна диспергирована в др. в виде мельчайших капель (глобул).

Жидкость, в которой распределены глобулы, является дисперсионной средой, а диспергированная жидкость — дисперсной фазой.

Различают два типа нефтяных эмульсий:

нефть в воде (Н/В) — гидрофильная

вода в нефти (В/Н) — гидрофобная.

В первом случае нефтяные капли образуют дисперсную фазу внутри водной среды, во втором — капли воды образуют дисперсную фазу в нефтяной среде.

НЕФТЯНАЯ ЭМУЛЬСИЯ (а. oil emulsion; н. Erdolemulsion, Roholemulsion; ф. emulsion de petrole; и. emulsion petrolifera, emulsion de petroleo) — система нефть-вода, в которой одна из жидкостей диспергирована в другую в виде мелких капель (глобул). Образуется при добыче обводнённых нефтей в скважинах, промысловых трубопроводах, а также в аппаратах обессоливания нефти вследствие интенсивного турбулентного перемешивания нефтеводяной смеси. При этом на поверхностях раздела фаз происходит накоплениеэмульгаторов (поверхностно-активных веществ), содержащихся в добываемой жидкости (асфальтены, нафтены, смолы, парафин, соли и др.). В результате поверхностное натяжение на границах раздела нефть-вода понижается, что способствует диспергированию капель воды (нефти). Основная типы нефтяных эмульсий — эмульсии первого рода, или прямые, когда нефть диспергирована в воде (типа "масло в воде"), и второго рода, или обратные, когда вода диспергирована в нефти ("вода в масле").

Нефтяные эмульсии, образующиеся при добыче и обессоливании нефти, относятся в основном ко второму типу. По содержаниюдисперсной фазы нефтяные эмульсии подразделяют на разбавленные (до 0,2% по объёму), концентрированные (до 74%) и высококонцентрированные (свыше 74%). Основные физико-химические свойства нефтяных эмульсий: дисперсность, вязкость,плотность, а также устойчивость к разрушению. Образование нефтяных эмульсий приводит к потерям нефти при её добыче, транспортировании и подготовке к переработке. Разрушение эмульсий (деэмульсация) является одним из важнейших процессов промысловой подготовки нефти.

4. Чего не должен касаться кабель пропущенный через ролик при спускоподъемных операциях

Кабель, пропущенный через ролик, при спуско-подъемных операциях не должен касаться элементов конструкции грузоподъемных механизмов и земли.

3.5.2.40. При свинчивании и развинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не был помехой работающему персоналу.

Билет№26

1.Внутриконтурное заводнение.

• На больших месторождениях применяют внутриконтурное заводнение – разрезание нагнетательными рядами на отдельные эксплуатационные блоки.

• На 1 т извлекаемой нефти необходимо нагнетать 1,6 - 2 м3 воды.

• Применяют в основном на объектах с большими площадями нефтеносности (сотни квадратных километров и более).

2. Принцип работу ШНСУ.

При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан под действием жидкости закрывается и вся жидкость, находящаяся над плунжером, поднимается вверх на высоту, равную длине хода плунжера. В это время скважинная жидкость через всасывающий клапан заполняет цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз всасывающи-й клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывается нагнетательный клапан. В цилиндр 10* 291 погружаются штанги, связанные с плунжером. Таким образом, ШСН - поршневой насос одинарного действия, а в целом комплекс из насоса и штанг - двойного действия. Жидкость из НКТ вытесняется через тройник Ив нефтесборный трубопровод.