ответы на гос экзамен эксплуатация нефти и газа. 1. Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки. Система разработки
 Скачать 81.22 Kb.
|
|
11. Классификация промысловых трубопроводов. Основные формулы для гидравлического расчета трубопроводов, транспортирующих однофазную жидкость. Трубопроводы, транспортирующие продукцию скважин на нефтяных месторождениях, подразделяются: 1) по назначению – на нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, нефтегазоводопроводы и водопроводы (водоводы); 3) по рабочему давлению – на трубопроводы высокого (6,4 МПа и выше), среднего (1,6 МПа) и низкого (0,6 МПа) давления; 4) по способу прокладки – на подземные, надземные, наземные и подводные; 5) по функциональному назначению – на выкидные линии, идущие от устьев скважин до групповой замерной установки; нефтяные, газовые, водяные и нефтегазоводяные сборные коллекторы; товарные нефтепроводы; 2.Классификация методов увеличения нефтеотдачи. Назначение методов и их общая характеристика Гидродинамические методы: - изменение направления фильтрационных потоков; - вовлечение в разработку недренируемых запасов; - нестационарное (циклическое) заводнение; - форсированный отбор жидкости. Физико-химические методы: - вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы); - вытеснение нефти растворами полимеров;- вытеснение нефти композициями химических реагентов, Газовые методы: - воздействие на пласт двуокисью углерода; - воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ); - воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др. Тепловые методы: - паротепловое воздействие на пласт; - внутрипластовое горение; - вытеснение нефти горячей водой; Волновые (вибросейсмические, электромагнитные, акустические). 6. Применение мицеллярных растворов для повышения нефтеотдачи Механизм процесса При рассеянной остаточной нефтенасыщенности заводненной пористой среды перед фронтом вытеснения мицеллярным раствором разрозненные глобулы нефти сливаются, образуется вал нефти, а за ней – зона повышенной водонасыщенности. Для вытеснения оторочки МР вслед за ним в пласт закачивают полимерный раствор, а затем воду. Нефтяной вал вытесняет только нефть, пропуская через себя воду. МР, следующий за водяным валом, увлекает оставшуюся от нефтяного вала нефть и вытесняет воду.Технология:Экспериментально установлено что обьем оторочки 3-5 % обьема порового пространства и 40-50% обьема пор буферная оторочка. Дисциплина 8 1. Характеристики и классификация эмульсий. Причины образования и свойства водонефтяных эмульсий. Негативное влияние высоковязких эмульсий на процессы добычи, транспорта и подготовки нефти. Эмульсия – это дисперсный состав, представляющий собой соединение двух взаимно нерастворимых веществ, одно из которых (дисперсная фаза) равномерно распределено в другом (дисперсной среде) в виде мельчайших капель. Причиной образования нефтяных эмульсий является эф¬фективное перемешивание нефти с пластовой водой в стволе скважин при подъеме ее на поверхность земли и при дальней¬шем движении по промысловым коммуникациям. различают эмульсии трех типов: 1.эмульсии обратного типа (вода в нефти) во¬де (нефть в воде). 3. «множественные» эмульсии, в которых дисперсная фаза сама является эмульсией, содержащей глобулы другой фазы Дисперсность эмульсий - это степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсной среде. Вязкость эмульсии не равна сумме вязкости воды и нефти. 5. Состав и свойства АСПО. Механизм формирования АСПО. Факторы, влияющие на образование АСПО. Общая характеристика методов удаления и предотвращения АСПО. Состав АСПО: Состав АСПО: Конденсированных парафино-нафтеновых углеводородов в АСПО — 30-95 % масс.; •Смолисто-асфальтеновых веществ (САВ) в АСПО — 5-70 % масс.; •Связанная нефть в АСПО - до 50 % масс. Факторы, влияющие на образование АСПО: уменьшение давления в области забоя и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы; интенсивное газовыделение; снижение температуры в пласте; изменение скорости движения газожидкостной смеси; соотношение объёмов фаз. Предупреждение делится на: -использование гладких покрытий; -физические; -химические. Удаление делится на: -тепловые; -механические; -химические. 6.Химические методы удаления и предотвращения образования АСПО.Преимущества и недостатки. Способы предотвращения: 1.Ингибирование с помощью химических реагентов (ингибитор АСПО) 2.Антиадгезионные покрытия внутренней поверхности технологического оборудования Химические методы борьбы с АСПО включают в себя использование различных реагентов, полимеров, ПАВ Наряду с высокой эффективностью данный способ имеет большие экономические затраты, Предотвращение образования АСПО 1) покрытие поверхности гидрофильным слоем вещества 2) использование реагентов, являющихся ингибиторами парафиновых отложений депрессаторы, смачиватели и модификаторы) |
| Дисциплина 4 Управление продуктивностью скважин и интенсификация добычи нефти. 4. Понятие о призабойной зоне пласта. Параметры, характеризующие состояние ПЗП. Призабойная зона — это участок пласта, примыкающий к стволу скважины, в пределах которого изменяются фильтрационные характеристики продуктивного пласта в период строительства скважин, их эксплуатации или ремонта. Параметры ПЗП при вскрытии пласта определяется: 1) механическими напряжениями в породе; 2) гидродинамическим влиянием трещин; 3) загрязнением ПЗП и физико-химическими процессами, протекающими в породе; 4) фильтрационным движением жидкостей и распределением давления в пласте; 5)литологический состав пород,плотность упаковки частиц породы 7.Термокислотные обработки призабойной зоны пласта. Область применения, механизм воздействия. Термохимические солянокислотные обработки ПЗС эффективны в скважинах с низкими пластовыми температурами, в призабойной зоне которых наблюдается отложение твердых углеводородов (смолы, парафины, асфальты). Призабойная зона скважины обрабатывается горячей кислотой, нагрев которой происходит в результате экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами в специальном реакционном наконечнике, расположенном на конце НКТ, через который прокачивается рабочий раствор соляной кислоты. Существуют два вида обработки. Термохимическая обработка Термокислотная обработка 10. Сущность гидравлического разрыва пласта. Цели ГРП для пластов с низкой проницаемостью и для пластов с высокой проницаемостью…. ГРП – искусственный метод образования новых или раскрытия уже существующих трещин в породах призабойной зоны путем закачки жидкости в пласт под высоким давлением. Осуществление ГРП рекомендуется в следующих скважинах. - Давших при опробовании слабый приток. - С высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора. - С загрязненной призабойной зоной. - С заниженной продуктивностью. - С высоким газовым фактором (по сравнению с окружающими). - Нагнетательных с низкой приемистостью. - Нагнетательных для расширения интервала поглощения. Цели ГРПдля пластов с низкой проницаемостью следующие: увеличить добычу или приемистость созданием каналов с высокой продуктивностью, улучшить движение флюидов между скважиной и пластом. Цели ГРП для пластов с высокой проницаемостью следующие: изменение радиального характера притока жидкости из пласта к забою скважины на линейный или билинейный. Давление гидроразрыва - это давление, при котором нарушается целостность горной породы в стенках скважины, и образуются искусственные трещины. Проппант предназначен для предотвращения смыкания трещины после окончания закачивания. Проппант добавляется к жидкости глушения и закачивается вместе с ней. Главный фактор, влияющий на конечный результат операции по разрыву, — это сохранение хорошо раскрытой трещины. КИН увеличивается. 3.Оптимизация работы скважин, оборудованных электроцентробежными насосами, с применением телеметрической системы ТМС Оборудование диагностики работоспособности УЭЦН является техническим средством контроля рабочих параметров установки и формирования сигналов для автоматического управления работой УЭЦН и предотвратить большинство отказов и аварий со скважинным оборудованием Термоманометрическая система (ТМС) обеспечивает: - сигнализацию при достижении заданных значений давления на приеме скважинного ЭЦН и предельно допустимого значения температуры (100 °С) ПЭД; - формирование сигналов управления УЭЦН при достижении заданных значений давления на приеме ЭЦН и предельно допустимого значения температуры. 6.Функции автоматизации напорного трубопровода Система автоматизации магистральной насосной должна обеспечивать: -централизацию контроля и управления магистральной и подпорной насосной; -автоматическую защиту магистральной и подпорной насосной; -автоматическую защиту и управление магистральными и подпорными насосными агрегатами; -автоматическое регулирование давления -обеспечение измерения и регистрации давления на приеме и выходе НПС -срабатывание предупредительной и аварийной сигнализации; -управление задвижками устройства 8.Автоматизированная система измерения дебита скважин. Установка состоит из двух блоков : замерно- переключающего и блока управления (БМА). Замерно-переключающий блок содержит : - многоходовый переключатель скважин (ПСМ); - гидравлический привод ГП-1; - замерной гидроциклонный сепаратор с системой регулирования уровня; - турбинный счетчик ТОР; - соединительные трубопроводы и запорную арматуру. В блоке управления (БМА) монтируется блок контроллер системы телемеханики, блок питания и электрические нагреватели. Установка может работать в трех режимах: 1. через сепаратор на ручном режиме; 2. через сепаратор на автоматическом управлении; 3. через обводной трубопровод (байпасную линию); 2.Обезвоживание и обессоливание нефти. Физические основы процесса. Применяемые технологии. Обессоливание нефти — процесс удаления из продукции нефтяных скважин минеральных (в основном хлористых) солей. Три группы сырой нефти: 1 группа – содержание воды 0,5 %, солей не более 100 мг/л; 2 группа – воды 1% и солей не более 300 мг/л; 3 группа – воды 1% и солей не более 1800 мг/л. Технологии: гравитационный отстой нефти, горячий отстой нефти, термохимические методы, электрообессоливание и электрообезвоживание нефти.Обезвоживание нефтей - технологический процесс, проводимый в целях освобождения нефтей от излишнего балласта (воды и растворенных в ней веществ) перед транспортировкой и переработкой. 4 Физико-химические свойства продукции скважин на месторождениях нефти Удмуртии. Требования к кондициям товарной нефти, утилизируемой сточной воде и нефтяному газу. Физико-химические свойства нефтей: плотность в поверхностных условиях изменяется от 830 до 926 кг/м3; вязкость нефти в пластовых условиях от 1,8 до 339,5 мПа-с; содержат в своем составе серу в объеме от 0,8 до 3,6 %, асфальтены 0,5-7,4 %, парафины от 1,7 до 7,7 %. Газовый фактор нефтей изменяется от 3,3 до 32,5 м3/т. В попутном газе отдельных месторождений содержится гелий. Весь фонд добывающих скважин относится к насосному способу эксплуатации. Дебит скважин по нефти находится в пределах 2,5-15,5 т/сут. По степени подготовки нефть разделяют на группы 1-3: 1) м Доля воды 0,5%; соли 100 мг/дм3; мас доля мех примесей 0,05; 2) мас доля воды 0,5%, соли 300; мех примесей 0,05 3)мас доля воды 1; соли 900; мех примесей 0,05 7.Оборудование для отделения жидкости от газа. Нефтяные сепараторы. Принципы действия и конструкции сепараторов. Показатели технического совершенства сепараторов Нефтегазовый сепаратор – это устройство, в котором нефть отделяется от попутного газа (или вода отделяется от нефти) за счет различной плотности жидкостей Разделение нефти и газа происходит под действием гравитационных, инерционных и центробежных сил. В гравитационных сепараторах более легкие фракции, а именно, газ, поднимаются наверх, а более тяжелые (нефть с растворенными частицами воды) опускаются вниз. В инерционных сепараторах за счет разной плотности жидкости и газа, первая осаждается на стенках и днище корпуса, а газовые частицы выводятся из емкости. Степень технического совершенства сепаратора характеризуется: 1) минимальным диаметром капель жидкости, задерживаемых в сепараторе; 2) максимально допустимой средней скоростью газового потока в свободном сечении сепаратора, а также в каплеуловительной секции; 3) временем пребывания жидкости (нефти или нефти и воды) в сепараторе, за которое происходит максимальное отделение свободного газа от жидкости. 10.Оборудование для хранения нефти. Резервуары. Классификация по различным признакам. Резервуары вертикальные стальные. Конструкции крыш РВС: плавающие, понтоны. Для хранения нефти и нефтепродуктов используют резервуары. Классификация резервуаров: класс I — особо опасные резервуары: объемами 10000 м3 и более, а также резервуары объемами 5000 м3 и более, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки класс II — резервуары повышенной опасности: объемами от 5000 до 10000 м3 класс III — опасные резервуары: объемами от 100 до 5000 м3 В зависимости от места расположения резервуары делятся на наземные, подземные, полуподземные и подводные. Резервуар вертикальный стальной (РВС) — вертикальная ёмкость для накопления, хранения, подготовки и учета жидких продуктов (нефтепродуктов). Резервуар с плавающей крышей - это вертикальный стальной резервуар, внутри которого на поверхности нефтепродукта находится плавающая крыша – понтон Дисциплина 5 Технология и техника методов увеличения нефтеотдачи 1. КИН. Формула Крылова. Нефтеотдача пластов и факторы, влияющие на нефтеотдачу. Нефтеотдача или коэффициент извлечения нефти КИН – отношение количества извлечённой из пласта нефти к первоначальным её запасам в пласте. Выделяют: текущую нефтеотдачу; конечную нефтеотдачу. Параметром Крылова NКР называется отношение извлекаемых запасов N к общему числу скважин n: NКР = N/n; [NКР] = тонн/скв. Факторы влияющие на неф. Отдачу: геологическим факторам, определяющим эффективность разработки, относятся геологическая неоднородность залежей Технологические факторы: система разработки (количество добывающих и нагнетательных скважин, система их расположения), 3.Критерии применимости методов повышения нефтеотдачи Критерии, ограничивающие или сдерживающие применение всех методов: Трещиноватость пластов.Предельная неоднородность пластов в этом случае вызывает быстрый прорыв дорогостоящих рабочих агентов в добывающие скважины и их нерациональное использование. Газовая шапка происходит неэффективный расход рабочих агентов. Водонасыщенность пластов вытесняющая способность дорогостоящих агентов используется лишь на 25—30 %, а остальная часть расходуется бесполезно на водонасыщенную часть пласта. Вязкость нефти(более 50МПас). Жесткость и соленость воды. Глинистость коллектора 5. Физлческие основы применения тепловых методов для увеличения нефтеотдачи нефтяных пластов. Тепловые МУН — это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые МУН в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей . Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и приабойной зоне. 8.Вытеснение нефти из пласта растворителями Сущность их заключается в том, что в пласте создается оторочка растворителя, которая затем проталкивается другим более дешевым агентом. Движущаяся оторочка растворяет нефть и полностью вымывает ее из пористой среды. Оставшийся в пласте растворитель можно извлечь нагнетанием вытеснителя. 2. Методы предотвращения и борьбы с образованием эмульсий. Механизм действия деэмульгаторов. Зависимость вязкости от содержания воды Нефтяные эмульсии - это механическая смесь нефти и пластовой воды, нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии. Вязкость эмульсии не равна сумме вязкости воды и нефти. Способы разрушения нефтяных эмульсий условно можно разделить на следующие группы: - гравитационное холодное разделение (отстаивание); - фильтрация; - разделение в поле центробежных сил (центрифугирование); - электрическое воздействие; - термическое воздействие; - внутритрубная деэмульсация; - воздействие магнитного поля. Для предотвращения образования, а так же для разрушения уже образовавшихся нефтяных эмульсий широко применяются деэмульгаторы - |