2. Понятие фонтанного способа эксплуатации скважин. Условия фонтанирования нефтяных скважин.

Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин:

Процесс поднятия газожидкостной смеси на поверхность может происходить:

• как за счет природной энергии Wп поступающих к забою скважины жидкости и газа,

• так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности Wи .

• Уравнение энергетического баланса:

W1 + W2 + W3 = Wп + Wи ,

W1 – энергия на подъем жидкости и газа с забоя до устья скважины;

W2 – энергия, расходуемая газожидкостной смесью при движении через устьевое оборудование;

W3 – энергия, уносимая струей жидкости и газа за предел устья скважины;

если Wи = 0 , то эксплуатация называется фонтанной;

при Wи > 0 эксплуатация называется механизированной добычей нефти.

Условия фонтанирования:

PПЛ > Ρ × G × H

• В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин.

• Пластовый газ делает двойную работу: в пласте выталкивает нефть, а в трубах поднимает.

3. Зачем производится замер продукции?

Произведя замер продукции мы получаем данные измерений и исследований скважин, технологических процессов добычи нефти и газа, их влияния на окружающую среду, включая описание кернового материала, результаты лабораторных исследований нефти и газа, воды, данные определения коллекторских свойств и других параметров горных пород, литолого-фациальных исследований пластов, замеров продукции скважин и закачки вытесняющих агентов, деформаций земной поверхности, сведения о работе скважин, работ по воздействию на призабойную зону, гидродинамических и геофизических исследований скважин, контроля за разработкой месторождения, результаты замеров глубин забоев и работ по их очистке, о перфорации скважин, иные данные.

4. Что необходимо проверить перед включением в работу аппарата и трубопроводов при отрицательных температурах (осень-весна)?

ВОТ ЭТО Я НЕ ЗНАЮ И ИНТЕРНЕТ НЕ ЗНАЕТ!!!

Билет№ 7

1. В том случае, когда горные породы погружаются в более глубокие горизонты земной коры, они изменяются в результате повышения давления и  температуры . Чем больше погружение, тем больше возрастает давление и температура, а, следовательно, и степень изменения пород. В новых условиях происходит значительное уплотнение пород. В зависимости от глубины намечаются уплотнение, приводящие к значительному уменьшению  пористости 

• способность вмещать жидкость или газ, определяется их пористостью.

• Коэффициентом пористости т называют отношение суммарного объема пор V_п к общему объему породы V_общ, выраженное в процентах

• т = (V_п/V_общ)´100),

Виды пористости

• Общая пористость характеризует все виды пор, в том числе и самые мелкие, поэтому общая пористость сухих глин, как правило, выше пористости песчаников.

• Открытая пористость характеризует сообщающиеся поры, которые могут поглощать жидкость или газ; открытая пористость соответствует общей у пористых песков, меньше у песчаников на 10 – 30%, у глин на 50% и более.

• Эффективная пористость характеризует совокупность пор, через которые происходит миграция флюида т.е. это те поры , в которые он может не только проникать, но и быть извлеченным.

Общая пористость больше, чем открытая, а открытая больше, чем эффективная.

Виды проницаемости

• Абсолютной проницаемостью называется проницаемость пористой среды, наблюдающаяся при фильтрации только одной фазы (жидкость или газ).

• Эффективной (фазовой) проницаемостью называется проницаемость пористой среды только для жидкости или газа при одновременной фильтрации многофазных систем. Фазовая проницаемость зависит от физико-химических свойств пористой среды и каждой фазы в отдельности, от процентного содержания фаз в системе и существующих градиентов давлений и др.

• Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение эффективной (фазовой) проницаемости к абсолютной проницаемости.

Закон Дарси

Q=kпрF(P1-P2)/µL

Q-объемный расход жидкости в м³/с;

k_пр – коэффициент проницаемости в м²;

F - площадь поперечного сечения в м²;

m - вязкость флюида в Па×с;

L - длина пути в см;

(P₁-P₂) - перепад давления в Па.

2. гамма каротаж, локацию муфт, давления, температуру, влажность, расход жидкости

 Многие скважинные приборы (манометры, термометры, пробоотборники) имеют автономную регистрацию измеряемых параметров внутри самого прибора. Такие аппараты спускаются на стальной (из прочной тигельной стали) проволоке диаметром 1,6 - 2,2 мм. Проволока не должна иметь скруток и спаек, так как должна беспрепятственно проходить через сальник лубрикатора.

4. 3.5.1.33. При замерзании влаги в трубопроводе должны быть приняты меры по:

- наружному осмотру участка трубопровода для того, чтобы убедиться, что трубопровод не поврежден;

- отключению трубопровода от общей системы. В случае невозможности отключения трубопровода и угрозы аварии необходимо остановить установку и принять меры к разогреву ледяной пробки.

3.5.1.34. Разогрев ледяной пробки в трубопроводе должен производиться паром или горячей водой, начиная с конца замороженного участка. Запрещается отогревание замерзших спусков (дренажей) трубопроводов, аппаратов при открытой задвижке, а также открытым огнем.

3.5.1.35. Запрещается пользоваться крюками, ломами и трубами для открытия замерзших задвижек, вентилей и других запорных приспособлений.

3.5.1.36. Из отключенных аппаратов, емкостей, водопроводов и паропроводов должны быть спущены вода и конденсат, а дренажные краны (задвижки) оставлены открытыми.

8 билет

1. Нефтегазонасыщенность пород коллекторов

Коллектором называется горная порода, обладающая такими геолого-физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в ее пустотном пространстве. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой. Отношение объема пор, занятых нефтью и газом, к общему объему пор породы. Коэффициент нефтегазонасыщенности всегда меньше единицы: он большей частью варьирует в пределах 0.65-0.85. Определяется обычно по данным электрического каротажа. Определить раздельно коэффициент нефтенасыщенности и коэффициент газонасыщенности по данным каротажа не представляется возможным. С помощью комплекса промысловых геофизических исследований, включающих нейтронный гамма-каротаж, можно лишь отделить газонасыщенную часть от нефте- и водонасыщенной частей пласта. Нефте- и газонасыщенность коллекторов количественно характеризуют долю объема пор, заполненных соответственно нефтью и газом. Выраженные в долях единицы они называются коэффициентами соответственно нефте- и газонасыщенности.  ÒВ лабораторных условиях содержание связанной воды находится по образцам керна методами центрифугирования и капиллярной вытяжки. Более точное определение в пласте связанной воды возможно при вскрытии пласта с применением промывочной жидкости на нефильтрующемся растворе.  ÒКоэффициент нефтегазонасыщенности можно установить и с помощью промыслово-геофизических методов. В необсаженном стволе скважины для этого применяется метод электрического сопротивления.

способность вмещать жидкость или газ, определяется их пористостью.

Коэффициентом пористости т называют отношение суммарного объема пор V_п к общему объему породы V_общ, выраженное в процентах

т = (V_п/V_общ)´100),