2. Режимы движения газонефтяной смеси по вертикальным трубам.

Смесь УВ может двигаться под действием природной энергии пласта так и за счет энергии подаваемой в скважину с поверхности. ФОНТАННЫЙ способ – УВ поднимаются самостоятельно пластового давления достаточно для подъема. давление на устье меньше пластового. Применяется на начальном этапе. ГАЗЛИФТНЫЙ способ – УВ ПОДНИМАЮТСЯ ЗА СЧЕТ ЭНЕРГИИ СЖАТОГО ГАЗА ПОДАВАЕМОГО В СКВАЖИНУ. Чем меньше плотность смеси тем легче поднять на поверхность. Переход с фонтанного на газлифт происходит при прекращении фонтанирования скважины и при необходимости увеличения темпа добычи. НАСОСНЫЙ способ - для подъема нефти используются насосы различных конструкций – штанговый\плунжерный насос привод которого осуществляется с поверхности при помощи штанги\. Центробежный \состоит из ротора –центробежного колеса. Статора –направляющий аппарат. Роторы отдельных ступеней соединены между собой и посаженына один вал соединенный с электродвигателем. Подвешивается в скважине на фланце обсадной колонны ток поступает по бронированному кабелю. Оснащен обратным клапаном для предотвращения обратного тека нефти\ винтовой \насос объемного действия подача которого пропорциональна частоте вращения специального винта. Между подвижным винтом =ротором и неподвидной обоймой=статором образуется ряд заполненных нефтью полостей которые при вращении винта передвигаются от приема насоса к его выкиду крутящий момент может передаваться как с поверхности так от электродвигателя\ Выбор способа эксплуатации зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта. Подъем на поверхность происходит по НКТ. Подъем жидкости по стволу скважины на поверхность возможен при условии Рзаб больше Р на устье+рgh

3. Какими приборами проводиться замер расхода газа и жидкости непосредственно в трубопроводе.

Турбинный расходометр \ счетчик\ - отрезок трубы с фланцами в проточной части которой расположены входной струевыпрямитель турбина\крыльчатка\ с валом и подшипниковыми опорами. Число оборотов крыльчатки зависит от скорости тока жидкости. Датчик оборотов считывает частоту прохождения мимо него ферромагнитных лопастей крыльчатки

Расходомеры с сужающими устройствами. В их состав входит диафрагма создающая перепад давления величина которого зависит от расхода жидкости или газа и дифференциальный манометр измеряющий этот перепад. Приборы этого типа измеряют расходы природного газа

Расходомеры поплавкого типа измеряющие дебит скважин. При определенном накопленном объеме жидкости в сепараторе поплавок поднимается и перекрывает линию подачи открывается коллектор и жидкость устремляется к измерителям массы и объема жидкости. Когда поплавок опускается процесс повторяется.

4. На какие давления следует производить опрессовку ФА В СОБРАННОМ ВИДЕ ДО И ПОСЛЕ УСТАНОВКИ

Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны.

3.5.2.3. Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует производить на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье скважины - на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

Результаты опрессовок оформляются актами.

3.5.2.4. В случае производства работ (гидроразрыв пласта, кислотные обработки, различные заливки и т.д.), требующих давлений, превышающих допустимые, необходимо устанавливать на устье специальную арматуру, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера.

3.5.2.5. Фонтанная арматура должна оснащаться заводом-изготовителем дросселями с ручным, а по требованию заказчика - с дистанционным управлением, запорной арматурой с дистанционным и (или) ручным управлением и обеспечивать возможность замены манометров с использованием трехходового крана без снижения давления до атмосферного.

3.5.2.6. При эксплуатации скважины с температурой на устье свыше 200 град. С должна применяться соответствующая фонтанная арматура, конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала

БИЛЕТ 9

1)Перекрывающие нефтяные и газовые залежи плохо проницаемые породы называют покрышками. Роль пород-нефтегазоводоупоров выполняют глины, соли, гипсы, ангидриты и некоторые разности карбонатных пород. Породы-покрышки различаются по характеру распространения, мощности, наличию или отсутствию нарушений сплошности, однородности сложения, плотности, проницаемости, минеральному составу. Различают региональные, субрегиональные, зональные и локальные покрышки. Региональные покрышки имеют широкое площадное распространение, характеризуются литологической выдержанностью и, как правило, значительной мощностью.Наличие трещиноватости в породах-флюидоупорах снижает их экранирующие свойства. Например, в зонах региональных разломов первоначальные пластичные свойства глин и солей утрачиваются, они становятся хрупкими, с раскрытыми трещинами и могут пропускать флюиды. Важную роль в экранирующих свойствах покрышек играет степень их однородности: присутствие прослоев песчаников и алевролитов ухудшает их качество

2) При установлении режима работы фонтанных скважин необходимо подобрать лифт в соответствии с условиями притока нефти к забою скважины. Подбор лифта осуществляется старшим инженером промысла совместно с мастером по добыче нефти.

Управление режимом работы фонтанной скважины сводится к предотвращению выделения газа из нефти в пределах пласта, прорыва пластовой воды и ограничению выноса песка. Это достигается ограничением дебита и поддержанием забойного давления большим, чем давление насыщения.

Для регулирования режима работы фонтанных скважин на выкидных линиях фонтанной арматуры, после задвижек устанавливают специальные штуцеры. Конструктивно штуцер представляет собой насадку с проходным отверстием меньшего диаметра, чем внутренний диаметр выкидной линии. Смысл применения штуцера заключается в том, что при прохождении через его сечение потока продукции скважины в результате создания гидравлического сопротивления на устье создается противодавление, величина которого зависит от диаметра рабочего сечения втулки. Противодавление на устье скважины вызывает изменение забойного давления, что непосредственно влияет на дебит скважины

Для построения регулировочных кривых и индикаторной линии необходимо по крайней мере четыре смены режима работы скважины. После выхода на установившийся режим работы через лубрикатор на забой скважины спускают глубинный манометр или другие приборы, а на поверхности измеряют с возможной точностью дебит, обводненность продукции, содержание песка и твердой взвеси в продукции скважины, газовый фактор или просто дебит газа, показания буферного и межтрубного манометра и отмечают вообще характер работы скважины: наличие пульсации, ее ритмичность и амплитуду, вибрацию арматуры и манифольдов.

По полученным данным строят так называемые регулировочные кривые, т. е. зависимости измеренных показателей от диаметра штуцера.

    Регулировочные кривые служат одним из оснований для установления технологической нормы добычи из данной скважины и режима ее постоянной работы, например:

недопущение забойного давления Рс ниже давления насыщения Рнас или некоторой его доли Рс> 0,75·Рнас;

установление режима, соответствующего минимальному газовому фактору или его значению, не превышающему определенную величину;

установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения количества выносимого песка для предотвращения образования каверны в пласте за фильтром скважины;

установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения процентного содержания воды в продукции скважины;

недопущение на забое скважины такого давления, при котором может произойти смятие обсадной колонны;

недопущение режима, при котором давление на буфере или в межтрубном пространстве достигнет опасных значений с точки зрения прочности и надежности работы арматуры и поверхностного оборудования вообще;

недопущение режима, при котором давление на буфере скважины может стать ниже давления в выкидном манифольде системы нефтегазосбора;

недопущение такого режима работы скважины, при котором могут возникать пульсации, приводящие к срыву непрерывного процесса фонтанирования;

установление такого режима, при котором активным процессом дренирования охватывается наибольшая толщина пласта или наибольшее число продуктивныхпропластков. Это устанавливается с помощью снятия профилей притока глубинными дебитомерами на разных режимах работы скважины.

3.

Сепараторы нефтегазовые , предназначены для очистки попутного газа и дегазации непенистой нефти. Они применяются в установках сбора и подготовки продукции нефтяных месторождений для эксплуатации в макроклиматических районах в условиях умеренного и умеренно холодного климата, с температурой воздуха при эксплуатации от минус 60 до +40 0С.  В зависимости от условий работы сепараторы нефтегазовые изготавливаются с термообработкой и без термообработки, а также с устройствами и без устройств, для крепления теплоизоляции.

Нефтегазовый сепаратор работает так: нефть и газ поступают в секцию ввода, там происходит их предварительное разделение, затем они проходят через перфорированные распределяющие и успокаивающие перегородки в зону осаждения и отстоя, где газ очищается от крупных капель жидкости и осуществляется дегазация нефти. В зоне выхода газ очищается окончательно струннымикаплеуловителями.

Отделение нефти от газа и воды в различных сепараторах производится с целью: 1.    получения нефтяного газа, который используется как химическое сырье или как топливо; 2.    уменьшения перемешивания нефтегазового потока и снижения за счет этого гидравлических сопротивлений; 3.    уменьшения пенообразования (оно усиливается выделяющимися пузырьками газа); 4.    уменьшения пульсаций давления в трубопроводах при дальнейшем транспорте нефти от сепараторов первой ступени до установки подготовки нефти (УПН). Движение газонефтяной смеси по промысловому трубопроводу сопровождается пульсациями давления, например, если поток имеет пробковую структуру, то происходит попеременное прохождение пробок нефти и пробок газа. Возникающие циклические нагрузки на  трубопровод приводят к возникновению трещин и разрушению трубопровода. Сепараторы условно можно подразделить на следующие категории: 1. по назначению: замерные и сепарирующие; 2. по геометрической форме: цилиндрические, сферические; 3. по положению в пространстве: вертикальные, горизонтальные и наклонные;    4. по  характеру  основных   действующих сил:   гравитационные,  инерционные, центробежные, ультразвуковые и т.д. 5. по технологическому назначению нефтегазовые сепараторы делятся на: - двухфазные - применяются для разделения продукции скважин на жидкую и газовую фазу; -  трехфазные - служат для разделения потока на нефть, газ и воду; - сепараторы  первой  ступени  сепарации – рассчитаны  на  максимальное содержание газа в потоке и давление I ступени сепарации; - концевые сепараторы - применяются для окончательного отделения нефти от газа при минимальном давлении перед подачей товарной продукции в резервуары; - сепараторы-делители потока – используются, когда необходимо разделить выходящую из них продукцию на потоки одинаковой массы; - сепараторы с предварительным отбором газа:  раздельный ввод жидкости и газа  в аппарат увеличивает пропускную способность данных аппаратов по жидкости и газу; 6. по рабочему давлению: высокого давления                           6          МПа; среднего давления                            2,5 – 4 МПа; низкого давления                         до 0,6       МПа; вакуумные        (давление ниже атмосферного) .

4)Конструкция колонной головки, фонтанной арматуры, схемы их обвязки должна обеспечивать оптимальные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, возможность технологических операций на скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры

Билет № 10

1. Природный резервуар часть коллектора, в которой нефть и газ способны образовать скопления.

Типы природных резервуаров:

Пластовый резервуар представляет собой пласт-коллектор, ограниченный на значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами

Массивный природный резервуар представляет собой мощную толщу проницаемых пород, перекрытую сверху и ограниченную с боков плохо проницаемыми породами

Резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всех сторон, – это такие резервуары, в которых коллектор со всех сторон окружен практически непроницаемыми породами

Ловушки - часть природного резервуара, в которой может образоваться и сохраниться залежь нефти и газа Типы ловушек:

• структурные ловушки (антиклинальные, вулканические);

• ловушки литологически ограниченные - бразуются при замещении коллекторского пласта глинистыми породами

• ловушки стратиграфически экранированные - то залежи, образованные в пластовых резервуарах, срезанных несогласно залегающими слабопроницаемыми породами.