- •3)Герметизированная система сбора, недостатки и преимущества
- •2. Насосно-компрессорные трубы (нкт)- трубы, предназначенные для транспорта флюида от забоя к устью скважины. Один из элементов скважинного оборудования.
- •3. Системы сбора нефти и газа
- •Понятие фонтанного способа эксплуатации скважин. Условия фонтанирования нефтяных скважин.
- •Зачем производится замер продукции?
- •Режимы движения газонефтяной смеси по вертикальным трубам.
- •Какими приборами проводиться замер расхода газа и жидкости непосредственно в трубопроводе.
- •2. Исследование газлифтных скважин необходимо для:
- •2)Фонтанная арматура - комплект устройств, монтируемый на устье фонтанирующей скважины для его герметизации, подвески лифтовых колонн и управления потоками продукции скважины.
- •2) Полный шифр фонтанной арматуры условно представляется в виде:
- •Как проводиться испытание трубопровода на герметичность и прочность 7
- •3. Методы защиты подземных металлических трубопроводов от коррозии подразделяются на пассивные и активные.
- •1. Разработка газовых месторождений— комплекс работ по извлечению природного газа из пласта-коллектора.
- •3. Какие требования для подготовки нефти?
- •Билет №29
- •3. Какие резервуары применяются для хранения и подготовки нефти(назначения и виды).
- •3. Меры по предотвращению потерь нефти из резервуаров
- •Основные узлы установки уэцн
2. Исследование газлифтных скважин необходимо для:
установления режима работы скважины с минимальным расходом нагнетаемого газа;
снятия индикаторной линии или определения уравнения притока;
определения глубины ввода газа в лифт;
снятия профиля притока при эксплуатации многопластового горизонта с помощью скважинных дебитомеров.
При работе газлифтных скважин нередко наблюдается пульсация, т. е. чередование выбросов жидкости и газа.
Для установления оптимального режима газлифтная скважина исследуется методом установившихся отборов. Изменение отборов, т. е. дебитов, достигается изменением количества подаваемого газа на газораспределительном пункте или непосредственно у скважины, что приводит к изменению пропускной способности лифта. Изменение пропускной способности приводит к нарушению баланса между количеством жидкости, притекающей из пласта, и поднимаемой газлифтным подъемником из скважины. В результате жидкость либо накапливается в скважине (при двухрядном лифте), либо расходуется из затрубного пространства.
Можно получить данные об изменениях дебита, удельного расхода нагнетаемого газа, рабочего давления на устье и забойного давления. По этим данным строятся графики изменения показателей от расхода газа, по которым можно установить желаемый режим работы газлифтной скважины и, в частности, оптимальный режим.
3. Стабилизация нефти - удаление из нефти, выходящей из нефтяных скважин, остаточного количества углеводородных газов и лёгких жидких фракций (ШФЛУ) после первичной дегазации. В стабильной нефти содержание растворённых газов не превышает 1—2%.
При горячей сепарации нефть предварительно подогревают в специальных нагревателях и подают в сепаратор, обычно горизонтальный. В сепараторе из подогретой до 40-80°С нефти активно испаряются легкие углеводороды, которые отсасываются компрессором и через холодильную установку и бензосепаратор направляются в сборный газопровод. В бензосепараторе от легкой фракции дополнительно отделяют за счет конденсации тяжелые углеводороды.
4. 3.5.2.7. Фонтанные скважины с дебитом 400 т/сут. нефти или 500 тыс. м3/сут. газа и более, расположенные на расстоянии менее 500 м от населенного пункта, оснащаются внутрискважинным оборудованием (пакер и клапан-отсекатель, циркуляционный клапан, станция управления и др.).
Билет№11
1.Понятие о залежах и месторождениях нефти и газа.
Скопление нефти и газа, сосредоточенное в ловушке в количестве, достаточном для промышленной разработки, называется залежью.
Месторождение нефти и газа – совокупность залежей, приуроченные к общему участку земной поверхности.
2. Оборудование устья фонтанной скважины.
Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации их устья, разобщения межтрубного пространства, направления продукции скважин в пункты сбора нефти и газа, а также при необходимости полного закрытия скважины под давлением. Эти требования выполняются при установке на устье фонтанирующей скважины колонной головки (рис. 7.1) и фонтанной арматуры с манифольдом.
Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку) и
фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами.
3.Какие показатели характеризуют эффективность работы сепараторов.
Эффективность работы сепаратора любого типа зависит от двух основных показателей: количества капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции IV, и количества пузырьков газа, уносимых потоком нефти из секции сбора нефти
4.Допускается ли устройства шахтных колодцев на устье скважины?
. Устройство шахтных колодцев на устье скважин допускается по схемам, согласованным с территориальным органом Госгортехнадзора России, при необходимости учета конкретных габаритов колонных головок, противовыбросового оборудования и условий данного региона, в зависимости от категории скважины и регламента по их эксплуатации.
БИЛЕТ 12
1)Типы залежей нефти и газа
Пластовая залежь – это скопление нефти и газа в пласте-коллекторе, ограниченном в кровле и подошве непроницаемыми породами.
Ловушка для нефти и газа создается сводовыми изгибами пласта. По характеру ловушки выделяют пластовые сводовые и пластовые экранированные залежи. Пластовые сводовые залежи – это залежи в антиклинальных структурах, они чаще всего встречаются на практике. Ловушка в пластовой сводовой залежи образована изгибом перекрывающей покрышки.
Пластовые залежи могут быть экранированными тектонически, стратиграфически, литологически. Тектоническое экранирование связано с разрывным нарушением, по которому пласт-коллектор как бы срезается. Нарушение – непроницаемое.
Стратиграфическое экранирование связано с несогласным залеганием одного комплекса отложений на другом. Оно возникает при перекрытии коллекторов, срезанных эрозией, непроницаемыми породами другого возраста. Имеются случаи, когда пласт-коллектор и снизу, и сверху ограничен поверхностями размыва.
Литологически экранированные залежи формируются в основном при сокращении вверх по восстанию на склонах региональных поднятий мощности коллектора до практически полного его исчезновения или в результате ухудшения коллекторских свойств пласта: пористости, проницаемости и т.д.
Массивные залежи. Массивные резервуары представлены мощной толщей, состоящей из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами.
Массивные залежи связаны с массивными резервуарами. Для формирования массивных залежей имеет значение форма кроющей поверхности резервуара. Нефть и газ насыщают массив в возвышающей части. Форма ловушки определяется формой изгиба кровли. Массивные залежи чаще всего образуются в выступах карбонатных пород. Водонефтяной контакт сечет все тело массива независимо от состава и стратиграфической принадлежности неоднородного коллектора.
Литологически ограниченные со всех сторон залежи.
К этой группе относятся залежи нефти и газа в резервуарах неправильной формы, ограниченных со всех сторон слабо проницаемыми породами. Вода в этих залежах играет пассивную роль, не является причиной передвижения нефти и газа к скважинам в случае эксплуатации.
Это многочисленные песчаные бары, береговые валы, линзы песчаников. Запасы нефти в них обычно невелики