1. Энергия напора пластовых вод

БИЛЕТ № 50
1 Какие различают основные источники пластовой энергии Как определяется статическое давление и динамический уровень в скважине?
До развития методов воздействия на нефтяные пласты сцелью извлечения из них нефти разработка месторождений осуществлялась за счет расходования природной энергии Источниками пластовой энергии являются сам пласт и насыщающие его флюиды, находящиеся под давлением.Режим залежи – характер проявления движущих сил в пласте, обуславливающих приток жидкостей и газов к забоям добывающих скважин. Другими словами - режим залежи, это проявление доминирующей формы пластовой энергии в процессе разработки залежи.
1. Энергия напора пластовых вод
2. Энергия свободного газа в газовой шапке
3. Энергия газа, выделяющегося при понижении давления ниже давления насыщения.
4. Энергия упругости сжатых породи жидкостей
5. Энергия напора, обусловленного силой тяжести самой нефти Виды и запасы энергии и силы, действующие в залежи и обеспечивающие приток нефти и газа к забоям скважин, необходимо рассматривать с учетом строения всей залежи и окружающих ее областей, а также свойств жидкостей и пород всего нефтяного пласта. Приток жидкостей и газа к забоям нефтяных или газовых скважин обусловлен разностью между пластовыми забойным давлениями. Величина этого перепада или депрессии давления зависит от отбора жидкости газа) из скважин, физических свойств пород пласта и жидкости, а также от вида пластовой энергии, которая обусловливает добычу нефти и газа. Пластовая энергия расходуется на совершение работы по перемещению жидкостей и газов в пласте и подъему их на поверхности. Основная ее доля идет на преодоление сил внутреннего трения, обусловленных вязкостью жидкостей и газов, и сил трения, возникающих при движении фаз относительно друг друга. Выделяют пять режимов водонапорный (естественный и искусственный, упругий, газонапорный (режим газовой шапки, режим растворенного газа и гравитационный. Пластовое давление – основной фактор, определяющий текущее энергетическое состояние залежи. Статическое давление – это давление на забое скважины, устанавливающееся после достаточно длительной ее остановки. Оно равно гидростатическому давлению столба жидкости в скважине высотой, равной расстоянию от уровня жидкости до глубины, на которой производится измерение. Обычно за такую глубину принимается середина интервала вскрытой толщины пласта. С другой стороны, это давление равно давлению внутри пласта, вскрытого скважинами, и поэтому оно называется пластовым давлением Уровень столба жидкости, установившейся в скважине после ее остановки при условии, что на него действует атмосферное давление, называется статическим уровнем. Если устье скважины герметизировано, то обычно в верхней части скважины скапливается газ, создающий некоторое давление на уровень жидкости. В этом случае уровень жидкости не называется статическим, хотя соответствует статическим условиям скважины, и давление на забое скважины равно сумме гидростатического давления столба жидкости и давления газа. Динамическим уровнем жидкости называется уровень жидкости, который устанавливается в работающей скважине при условии, что на него действует атмосферное давление, называется динамическим уровнем. При герметизированном затрубном пространстве динамическое давление будет равно сумме гидростатического давления столба жидкости от уровня до забоя и давления газа, действующего на уровень. Высота столба жидкости измеряется по вертикали. Поэтому в наклонных скважинах при вычислении гидростатических давлений вносится поправка на кривизну скважины.

2. Что такое континентальный шельф Континентальный шельф, или материковая отмель, в геологическом отношениии топографическом отношении представляет собой продолжение суши в сторону моря. Это зона вокруг континента от уровня малой воды до глубины, на которой резко меняется уклон дна. То место, где это происходит называется кромкой континентального шельфа. Обычно кромку условно распологают на глубине м , но известны случаи, когда резкое увеличение уклона происходит на глубине болеем или менее мВ тех случаях, когда зона ниже уровня малой воды крайне нерегулярна ив ней встречаются глубины, намного превыщающие типичные для континентального шельфа, применяют термин «бордерленд». На рисунке 1 представлен профиль континентального шельфа. За береговой линией 2 следует континентальный шельф 3, за кромкой 4 которого начинается континентальный склон 5, спускающийся вглубь моря. За подножьем 6 склона находится область отложения осадочных пород, так называемый континентальный подъем 7, уклон которого меньше, чему континентального склона. За континентальным подъемом начинается глубоководная равнинная часть 8 моря.
Рис.2-Профиль континентального шельфа. Изучение показало, что глубина кромки шельфа по всему земному шару, составляет примерном, средний уклон континентального шельфам на 1 км. По прогнозам специалистов свыше 60% площади шельфа перспективны на нефть и газ. При этом прогнозируемые ресурсы и запасы, выявленные в месторождениях газа и конденсата, преобладают над соответствующими ресурсами и запасами нефти. Как осуществляют подземное хранение газа в пустотах непроницаемых горных пород ПХГ создают в отложениях каменной соли (пласты, массивы, штоки, в непроницаемых или практически непроницаемых горных породах, таких как гипс, ангидрит, гранит, глина и др, в заброшенных шахтах, карьерах или других горных выработках, в плотных горных породах специальными методами (ядерные взрывы и др. Хранимые продукты могут находиться в газообразном (природный газ, этан, этилен и др) или жидком (пропан, бутаны, бензин, дизельное топливо и др) состоянии. Из ПХГ всех типов в непроницаемых горных породах наиболее распространены хранилища в отложениях каменной соли. Около
90 % всех хранимых продуктов размещены в таких хранилищах. Химический состав галита 39,39 % Na и
60,61 % С Молекулярная масса 58,44, плотность 2100—2200 кг/м3. Галит бесцветен, прозрачен и имеет стеклянный блеск. В зависимости от вида и количества примесей соль окрашивается в желтый, розовый, красный, бурый, коричневый и зеленый цвет. Месторождения каменной соли широко распространены. Глубина залегания каменной соли изменяется от нескольких метров дом. Размыв емкостей каменной соли осуществляется через буровые скважины пресной или слабоминерализованной водой. Применяют два метода размыва.-Циркуляционный— путем закачки пресной или слабоминерализованной воды и выдавливания на поверхность насыщенного рассола (закачку и отбор проводят через одну, две или несколько скважин) Струйный (или орошение, когда размыв проводят при помощи струи воды, направляемой на соляные отложения (стенку камеры) вне заполненном жидкостью пространстве с подачей рассола на поверхность погружными насосами или путем вытеснения его сжатым воздухом.Технологическая схема и режим эксплуатации ПХГ зависят от цели хранения регулирование суточных, сезонных или заводских колебаний потребления топлива, сырья или готовой продукции. Хранимый продукт при его отборе вытесняют из емкости рассолом, газообразными агентами или другими продуктами. Наиболее распространены технологические схемы эксплуатации ПХГ с применением жидкого рабочего агента.

Подземные хранилища газа (ПХГ) обеспечивают в основном следующее.
1. Покрытие сезонной неравномерности газопотребления, связанной с отопительной нагрузкой в зимнее время.
2. Уменьшение капитальных вложений в магистральный газопровод и компрессорные станции.
3. Создание условий для ритмичной работы источников газа и сооружений магистральных газопроводов МГ) с постоянной среднегодовой подачей при коэффициенте использования установленной мощности КС, близком к единице.
4. Создание государственных запасов газа (топлива и сырья для химических заводов) в необходимых районах страны.
5. Сохранение нефтяного газа в новых нефтедобывающих районах и углеводородного конденсата при временной невозможности его использования.
6. Увеличение коэффициента нефтеотдачи в старых нефтедобывающих районах в случае создания ПХГ в выработанных нефтяных месторождениях.
7. Создание запасов сырья и топлива для нефтехимических комбинатов и запасов готовой продукции после ее выработки.
8. Уменьшение мощности завода по очистке от H2S и СО и производству газовой серы.
9. Повышение надежности работы системы дальнего газоснабжения в целом.
10. Выравнивание колебаний потребления электроэнергии Для чего вводится условный контур нефтеносности При гидродинамических расчетах процесса обводнения и определения нефтеотдачи реальные, неоднородные по параметрами свойствам пласты и свойствам газожидкостных смесей пласты необходимо схематизировать расчетной схемой (форму залежи, контур нефтеносности, наклон пласта и т.д.). Схематизация контура нефтеносности Начало обводнения наблюдается при подходе к скважинам внутреннего КН, а полное обводнение – при подходе внешнего КН. Оба КН могут двигаться с разными скоростями. Поэтому в гидродинамических расчетах вводят фиктивный расчетный КН. Скважины при определенном обводнении выключают из эксплуатации. Этому обводнению соответствует соотношение.
,
1 100
b
H
b
b
b
H
k
k
n
h
h











где
b
n - заданий процент обводнения
b
k - фазовая проницаемость для воды после вытеснения нефти водой. Определив
,
/
в
H
h
h
находим отметку ВНК, соответствующую этому соотношению. По ней проводим расчетный КН, по которому будут проводиться все гидродинамические расчеты. В чем заключается сущность катодной и протекторной защиты трубопроводов от коррозии В каких случаях применяется катодная защита ив каких случаях применяется протекторная защита?
Катодная защита заключается в создании отрицательного потенциала на поверхности трубопровода, благодаря чему предотвращаются утечки электрического тока из трубы, сопровождающиеся коррозионным разъеданием. С этой целью к трубопроводу подключают отрицательный полюс источника постоянного тока, а положительный - к специально проложенному металлическому заземлителю - аноду. При прохождении электрического тока через анод, почву, поврежденную изоляцию трубопровода и, возвращении его через специальный дренаж к минусовой клемме источника тока, трубопровод

превращается в катод и не подвергается коррозии, а разрушается анод, который для этого и предназначается. Станция катодной защиты представляет собой устройство, состоящее из источника постоянного тока или преобразователя переменного тока в постоянный, контрольных и регулирующих приборов и подсоединительных кабелей. В качестве анодных заземлителей применяются железокремнистые и графитированные электроды. Расстояние между трубопроводом и анодом принимают
100 - 200 м. Одна станция катодной защиты обычно обслуживает трубопровод протяженностью 10 - 15 км. Протекторная защита применяется для защиты трубопроводов и резервуарных парков, когда не применяется катодная защита из-за отсутствия источников постоянного тока. Она основана на тех же принципах, что и катодная защита, нос той лишь разницей, что ток, необходимый для защиты создается не станцией катодной защиты, а самим протектором, имеющим более низкий электрический потенциал, чем защищаемый объект. В качестве протекторов применяют магний, рафинированный цинк, алюминий. Протекторы зарывают в землю параллельно трубопроводу и соединяют с трубопроводом изолированным проводником, получая по сути гальванический элемент. При возникновении разности потенциалов между трубой и почвой протекторы превращаются в разрушаемые аноды, в результате чего трубопровод предохраняется от коррозии. Преимущества протекторной защиты отпадает необходимость в сооружении станций катодной защиты, простота схемы, отсутствие эксплуатационных затрат. К недостаткам следует отнести необходимость расходования цветных металлов, те. сравнительно большие капитальные затраты. БИЛЕТ № 49 Какие различают основные источники пластовой энергии Как определяется динамическое давление и статический уровень в скважине?
Источниками пластовой энергии являются сам пласт и насыщающие его флюиды, находящиеся под давлением.Режим залежи – характер проявления движущих сил в пласте, обуславливающих приток жидкостей и газов к забоям добывающих скважин. Другими словами - режим залежи, это проявление доминирующей формы пластовой энергии в процессе разработки залежи.

1. Энергия напора пластовых вод
2. Энергия свободного газа в газовой шапке
3. Энергия газа, выделяющегося при понижении давления ниже давления насыщения.
4. Энергия упругости сжатых породи жидкостей
5. Энергия напора, обусловленного силой тяжести самой нефти Пластовое давление – основной фактор, определяющий текущее энергетическое состояние залежи. Динамическое давление на забое скважины устанавливается вовремя отбора жидкости или газа в скважину. Динамическое давление на забое называют забойным давлением в отличие от статического, которое называют пластовым давлением. Однако и статическое, и динамическое давления в тоже время являются забойными.Уровень столба жидкости, установившейся в скважине после ее остановки при условии, что на него действует атмосферное давление, называется статическим уровнем. Если устье скважины герметизировано, то обычно в верхней части скважины скапливается газ, создающий некоторое давление на уровень жидкости. В этом случае уровень жидкости не называется статическим, хотя соответствует статическим условиям скважины, и давление на забое скважины равно сумме гидростатического давления столба жидкости и давления газа. Что из себя представляют самоподъемные буровые установки (СПБУ)? Самоподъемные плавучие буровые установки (СПБУ) применяют преимущественно в разведочном бурении на морских нефтяных и газовых месторождениях в акваториях с глубинами вод 30—120 м. (рис. 4). Существует ряд конструкций и типов СПБУ. Их различают по конструкции корпуса, числу и конструкции опорных колонн и подъемных устройств. Ha определение числа опорных колонн влияет ряд факторов глубина моря, гидрометеорологические условия, способ задавливания опорных колонн в грунт и извлечение их из грунта, морское дно, общая масса поднимаемого корпуса, технологичность и трудоемкость изготовления и др. На больших глубинах возрастают волновые нагрузки на каждую колонну. В целях обеспечения прочности на изгиб большой длины колонн требуется увеличение ее поперечного сечения.
Поэтому на глубинах болеем в установках применяют не более четырех опор со значительным преобладанием установок стремя опорами и начиная с глубины 90 м используют установки только стремя опорами. Установки с цилиндрическими опорами применяют на глубинах дом (примерно 65—70%) ив диапазоне глубин м — установки с цилиндрическими и ферменными опорами а на глубинах свыше м используют установки только с ферменными опорами. Конструкции ферменных опор проектируют прямоугольной, квадратной и треугольной формы. Наиболее удачная конструкция — опора треугольного сечения. Последняя удачно вписывается в треугольную форму корпуса и имеет относительно меньшее число элементов, подверженных воздействию волн. Нижние концы опор заканчиваются башмаками или общей опорной плитой, связывающей опорные колонны между собой. Механизмы подъемных устройств применяют механические или гидравлические. В мировой практике предпочтение отдается механическим механизмам подъема. Обусловливается это простотой конструкции они менее сложны в эксплуатации) и другими факторами. Механические устройства подъема, состоящие из зубчатой рейки, встроенной в конструкцию опор, установлены на корпусе шестеренчатого механизма, шестерня которого находится постоянно в зацеплении с рейкой. Привод механизма осуществляется от электродвигателя с редуктором или гидродвигателя. Имеются подъемные устройства, состоящие из пары ведущих колес, находящихся в зацеплении с двойной зубчатой рейкой. Число пар ведущих колес может быть от двух до шести и более в зависимости от грузоподъемности подъемной системы СПБУ. Отличительная особенность этих устройств — непрерывный подъем корпуса, при этом исключаются паузы в процессе подъема платформы СПБУ. Подъем и спуск опор могут осуществляться одновременно и раздельно. Большинство СПБУ являются несамоходными, и для их буксировки применяют специальные буксирные суда. Различают два вида буксировки СПБУ: короткий перегон (переход) сточки на точку в пределах

разведываемой структуры и длительный перегон — буксировка СПБУ на дальние расстояния из одного разведанного района в другой, намечаемый к разведке, или на базу профилактического ремонта и осмотра. Как осуществляют создание подземного хранилища газа в водоносных структурах
При проектировании ПХГ в ловушках водонасыщенных коллекторов существует опасность потерь газа через кровлю хранилища, каналы в цементном камне за колонной скважин, тектонические нарушения горных породи другие возможные пути миграции газа. Поэтому в процессе разведки и опытной закачки газа необходимо
- доказать герметичность кровли ловушки,
- рассчитать коэффициент проницаемости водонасыщенного коллектора,
- определить остаточную водонасыщенность при вытеснении воды газом,
- измерить или вычислить объемную газонасыщенность обводненной зоны при отборе газа,
- определить продуктивные характеристики эксплуатационных скважин,
- изучить прочность газонасыщенного коллектора
- разработать мероприятия по укреплению призабойной зоны скважин. Определение герметичности кровли ловушки До начала закачки газа в ловушку при помощи пьезографов измеряют положение статических уровней жидкости в скважинах (или напоров, если скважины переливают, вскрывших выбранный объект для закачки газа, и среднюю плотность жидкости в них. Если разница в приведенных к одной и той же плоскости отсчета напоров (давлений) жидкости существенно превышает погрешности в замерах уровней и плотностей, можно полагать, что пласты между собой не сообщаются. Этот вывод подтверждается также тем, что состав солей, их массовое содержание в единице объема жидкости и состав растворенного вводе газа различны. Если приведенные к одной плоскости отсчета давления, солевой и газовый составы одинаковы, есть основания полагать, что эти пласты сообщаются между собой. Наиболее точные сведения о герметичности покрышки можно получить при закачке газообразного агента в пласт (воздуха, природного газа из ближайшей залежи или газопровода. Для закачки воздуха в пласт используют передвижные компрессорные агрегаты. Для изучения путей движения газа в пласте используют различные инертные газы, отличные от компонентов остаточного пластового газа. В качестве инертных газообразных компонентов применяют азот, гелий, аргон, криптон, пропилен, бутилен, и др. В некоторых случаях используют радиоактивные газообразные индикаторы, например, криптон и ксенон. Для чего строят карты текущих отборов

Модуль построения карт создаёт запросы к базе данных по добыче и закачке для любого выбранного интервала времени в течение периода эксплуатации месторождения и строит карты текущих или накопленных отборов в виде круговых сегментных диаграмм по каждому отдельному объекту разработки.
На карту выносятся добывающие и нагнетательные скважины с обозначением принадлежности по фонду, а также скважины, не имеющие отношения к разработке (разведочные, наблюдательные и т.п.) , полигоны
ВНК, ГНК и разломы. Пользователь имеет возможность настраивать цвета и способы заливки всех элементов на карте. Встроенный редактор символов скважин позволяет создавать необходимые символы в дополнение к уже существующим. Карты текущих и суммарных отборов Управление списками скважин. Настройка и сохранение в базе данных коэффициентов расчета диаграмм отборов. Ограничение максимального и минимального радиусов диаграмм отборов Редакция и сохранение в базе данных контуров нефтегазоносности, зон выклинивания и других геологических границ. Редакция местоположения подписей и сохранение их в базе данных Дополнительные возможности Гибкая навигация, возможность отображения скважин и их характеристик последующим критериям назначение, характер работы, состояние, способ эксплуатации . Интеграция с базами данных
OIS, СИАМ ОС Выполнение наложения Карт изобар, Эффективных нефтенасыщенных мощностей на Карты текущих отборов. Отображение информации и расчет диаграмм для карт Текущих и Суммарных отборов по пароциклическим скважинам Отображение информации по горизонтальным скважинам на картах. Отображение информации по многопластовым скважинам на картах . Создание карт на основе списка скважин созданного пользователем в системе OIS Выбор объекта обработки . Расчет карт Суммарных отборов за период, в поверхностных и пластовых условиях и на единицу мощности Расчет карт Текущих отборов за период – берется среднее значение в течение периода Графические документы Схема расположения скважин и контуров Карта текущего состояния объектов разработки. Карта суммарных отборов .
Карта пластовых и забойных давлений Структурные геологические карты Карта эффективных нефтенасыщенных мощностей . Карты пористости
Карты в изолиниях по параметру Табличные документы Таблица средневзвешенных давлений . Таблицы охвата для карт изобар Таблица текущих показателей разработки – карты текущих отборов. Таблицы скважин работающего и неработающего фонда, нагнетательного и добывающего на карты текущих и суммарных отборов Что относится к активными пассивным методам борьбы с коррозией трубопроводов Защита трубопроводов и резервуаров от коррозии делится на пассивную и активную. Пассивная защита сводится к изоляции поверхности трубопровода изолирующими покрытиями, в качестве которых используют битумные покрытия и покрытия из полиэтиленовых или поливинилхлоридных лент. Битумные покрытия наносятся слоями на сухую, очищенную до металлического блеска поверхность труб, затем трубы покрывают гидроизоляцией. Со временем битумные покрытия теряют свои защитные свойства.
Полимерные покрытия по сравнению с битумными имеют следующие преимущества они технологичны и экономичны - трудоемкость нанесения их в 2 - 4 раза, а материалоемкость враз меньше, чем битумных имеют высокие прочностные свойства в сочетании с химической стойкостью. Однако они еще недостаточно изучены в условиях длительной эксплуатации. Полимерные покрытия применяются в виде липкой ленты, которую наносят на предварительно очищенный и загрунтованный специальными машинами трубопровод.

Внешняя защита от коррозии не может оставаться эффективной навесь период эксплуатации трубопровода, поэтому через некоторое время (5 - 8 лета при наличии блуждающих токов уже через 2 - 3 года сооружают катодную или протекторную активную защиту трубопровода.(катодную или протекторную) Катодная защита заключается в создании отрицательного потенциала на поверхности трубопровода, благодаря чему предотвращаются утечки электрического тока из трубы, сопровождающиеся коррозионным разъеданием. С этой целью к трубопроводу подключают отрицательный полюс источника постоянного тока, а положительный - к специально проложенному металлическому заземлителю - аноду. При прохождении электрического тока через анод, почву, поврежденную изоляцию трубопровода и, возвращении его через специальный дренаж к минусовой клемме источника тока, трубопровод превращается в катод и не подвергается коррозии, а разрушается анод, который для этого и предназначается. Станция катодной защиты представляет собой устройство, состоящее из источника постоянного тока или преобразователя переменного тока в постоянный, контрольных и регулирующих приборов и подсоединительных кабелей. В качестве анодных заземлителей применяются железокремнистые и графитированные электроды. Расстояние между трубопроводом и анодом принимают
100 - 200 м. Одна станция катодной защиты обычно обслуживает трубопровод протяженностью 10 - 15 км. Протекторная защита применяется для защиты трубопроводов и резервуарных парков, когда не применяется катодная защита из-за отсутствия источников постоянного тока. Она основана на тех же принципах, что и катодная защита, нос той лишь разницей, что ток, необходимый для защиты создается не станцией катодной защиты, а самим протектором, имеющим более низкий электрический потенциал, чем защищаемый объект. В качестве протекторов применяют магний, рафинированный цинк, алюминий. Протекторы зарывают в землю параллельно трубопроводу и соединяют с трубопроводом изолированным проводником, получая по сути гальванический элемент. При возникновении разности потенциалов между трубой и почвой протекторы превращаются в разрушаемые аноды, в результате чего трубопровод предохраняется от коррозии. Преимущества протекторной защиты отпадает необходимость в сооружении станций катодной защиты, простота схемы, отсутствие эксплуатационных затрат. К недостаткам следует отнести необходимость расходования цветных металлов, те. сравнительно большие капитальные затраты. БИЛЕТ № Какие различают основные методы воздействия на пласт Из каких элементов состоит принципиальная схема водоснабжения системы ППД?. Методами воздействия на залежь нефти являются поддержание пластового давления и увеличение конечной нефтеотдачи. Для увеличения конечной нефтеотдачи методы воздействия могут быть иными, и они часто находят применение на истощенных месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, хотя пластовое давление может оставаться на уровне первоначального или превышать его. Часто методы воздействия преследует обе целите. поддержание пластового давления и увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи. Масштабы применения методов воздействия на залежи нефти очень велики. Около 85% нефти добывается из пластов, подвергнутых методам воздействия. Среди них доминирующим методом остается поддержание пластового давления (ППД) закачкой в пласт воды. Существуют следующие основные методы воздействия на пласт
1. Поддержание пластового давления закачкой в пласт воды, к которому относятся
1.1. Законтурное заводнение
1.2.
Приконтурное заводнение
1.3.
Внутриконтурное заводнение

2. Поддержание давления закачкой газа
2.1 Закачка воздуха
2.2 Закачка сухого газа
2.3 Закачка обогащенного газа
2.4 Закачка газа при параметрах, близких к критическим
3. Тепловые методы воздействия
3.1 Закачка в пласт горячей воды
3.2 Закачка перегретого пара
3.3 Создание в пласте подвижного фронта горения
3.4 Тепловая обработка призабойной зоны пласта Водоснабжение системы поддержания пластового давления. Схемы водоснабжения для заводнения пластов в зависимости от местных условий каждого района могут быть различными. Однако любая из них с использованием поверхностных водоемов в качестве источников водоснабжения состоит из следующих основных элементов
1) водозаборных сооружений для забора воды из источников и подачи ее насосами в водопроводную сеть или на водоочистную установку
2) водоочистной установки, если требуется очистка воды
3) сети магистральных и разводящих водоводов
4) кустовых насосных станций для подачи в водопроводную сеть и закачки ее в нагнетательные скважины
5) нагнетательных скважин. Если для заводнения используют пластовую волу, извлекаемую вместе с нефтью, тов описанной выше схеме исключают водозаборные сооружения, вместо которых строят обычно в составе водоочистных сооружений буферные резервуары для приема воды. Схема водоснабжения еще более упрощается, если для заводнения нефтяных пластов используют воды водоносных горизонтов – верхних и нижних. При этом отпадает необходимость в строительстве водозаборных сооружений, водоочистных установок, сети водоводов. Для закачки воды в пласт обычно используют погружные центробежные насосы с высокими подачами, спускаемые в водяную скважину, которая в ряде случаев может служить одновременно и нагнетательной. Окончательный выбор источника водоснабжения для каждого месторождения, определяющего технологию и технику забора и закачки воды в скважины, возможен на основе технико-экономического анализа. Рассмотрим несколько вариантов. Вариант. При закачке речной воды мало использовать классическую схему водоснабжения, включающую речные водозаборы, станции водоподъёма, кустовые насосные станции, магистральные и разводящие водоводы. Протяжённость трубопроводов определяется расположением водозаборов относительно объектов заводнения. Вариант. Вода из водозаборных скважин самотёком или водоподъёмными установками подаётся на кустовую насосную станцию здесь давление увеличивается до требуемого, и вода по системе разводящих водоводов закачивается в скважины. По сравнению с предыдущей, такая схема исключает строительство речных водозаборов и станций водоподъёма; сокращается протяжённость и уменьшается диаметр магистральных водопроводов. Однако возникает необходимость в бурении водозаборных скважин.

Вариант принудительный межскважинный переток воды. Вода из водозаборной скважины подаётся насосной установкой непосредственно в нагнетательные, число которых определяется соотношением их суммарной приёмистости к дебиту водозаборной скважины. В общем случае – это подземная кустовая насосная станция при низкой продуктивности водоносного пласта вода подаётся в одну нагнетательную скважину. В этом случае необходимо изменить конструкцию водозаборных скважин для установки в них насосного оборудования с повышенной подачей, соответствующей приёмистости нескольких нагнетательных скважин, и с напором, обеспечивающим подъём заданного объёма воды. При этом возникает возможность отказаться от строительства помимо указанных в предыдущем варианте объектов и от наземных кустовых насосных станций, значительно сократить протяжённость напорных водоводов к нагнетательным скважинам. Вариант (внутрискважинный принудительный переток воды) – принудительная перекачка подземных вод насосной установкой в каждой нагнетательной скважине. В этом случае объекты поддержания пластового давления представлены только нагнетательными скважинами и линиями электропередачи. Вариант подземная кустовая насосная станция с принудительным током воды. По этой схеме вода насосной установкой подаётся в несколько нагнетательных скважин, одну из которых используют также, как водозаборную. Требования к её конструкции те же, что и при использовании подземной насосной станции. Такой вариант закачки подземных вод исключает необходимость бурения специальных водозаборных скважин, но изменение конструкции нагнетательной скважины, в которой одновременно с закачкой ведется и забор воды, приводит к некоторому удорожанию процесса Каково современное состояние освоения ресурсов нефти и газа на континентальном шельфе Постепенное истощение запасов нефти и газа на суше и обострение мирового энергетического кризиса обусловило необходимость все более и более широкого освоения нефтегазовых ресурсов морского дна в недрах которого сосредоточено почтив раза больше нефти и газа, чем на суше. Около 22% площади Мирового океана (примерно 80,6 млн км) занимает водная окраина материков, состоящая из трех зон шельфа, материкового склона и подножья. Из общей площади дна морей и океанов перспективны на нефть и газ около 75 млн. км (примерно 21 %), в том числе на шельфе 19,3 млн. км, на материковом склоне 20,4 млн. км ив пределах материкового подножья -35 млн. км. Наиболее доступной является шельфовая зона. В настоящее время более 120 государств вовлечены в работы по освоению углеводородных ресурсов на континентальном шельфе. На шельфах морей и океанов выявлено около 2000 месторождений нефти и газа, значительная часть которых может быть отнесена к гигантским или крупным. Наиболее богатыми нефтью и газом участками континентального шельфа. Мирового океана являются Персидский (более половины общемировых запасов нефти, Мексиканский и Гвинейский заливы, моря Юго-Восточной Азии,
Бофорта и Северное, морская лагуна Маракайбо (Венесуэла. На них приходится большая часть запасов нефти и газа континентального шельфа. Открыты крупнейшие в мире морские месторождения нефти – Саффания с запасамим, оцениваемыми в 5 млрд.т, и с годовым дебитом 75,5 млн. т (Саудовская Аравия лагуна Маракайбо с запасами, превышающими 7 млрд. т, и газа –Норз Доум с запасами 71 трлн. м ( Катар. В настоящее время все масштабнее развертывается морская нефтегазодобыча в Карибском море, в Мексиканском заливе, у берегов Саудовской Аравии и Кувейта, в Северном и Норвежском морях, на шельфе Аляски и других морских акваториях
3 Как осуществляют хранение газа в выработанных нефтяных месторождениях Опыт эксплуатации нефтяного месторождения позволяет получить необходимый материал для оценки возможности использования его в качестве ПХГ. Факт существования нефтяного месторождения свидетельствует о герметичности кровли. Кроме того, известны объемы добытой нефти, газа и воды, изменение давлений и дебитов по скважинам, геолого-физические параметры пласта-коллектора и физические свойства нефти, газа и воды.
При проектировании необходимо
- тщательно обследовать и отремонтировать старые заброшенные или негерметичные скважины,

- изучить состояние и герметичность шлейфов, промысловых нефтепроводов, сепараторов и другого оборудования,
- реконструировать промысловые газопроводы,
- построить новые установки для очистки и осушки газа,
- пробурить новые нагнетательно-добывающие скважины. В процессе подземного хранения газа в частично выработанном нефтяном пласте газ будет не только вытеснять нефть к забоям добывающих скважин (или к периферии залежи, но и растворять и испарять компоненты нефти и выносить их из пласта на поверхность. Нагнетательные скважины целесообразно размещав в сводовой части структуры, добывающие в пониженных частях. Общий объем газа в хранилище складывается из трех частей
- объема свободного газа в газовой шапке
- объема газа, растворенного в остаточной нефти
- окклюдированного (рассеянного в виде отдельных пузырьков в массе нефти) газа. Как и для чего осуществляется нагнетание в пласт горячей воды Теплопередача в пласте осуществляется конвективным (потоком горячей воды или пара) и диффузионным за счет теплопроводности пористой среды) способами. В результате в пласте формируется температурный фронт перемещающийся в направлении фильтрации теплоносителя. Однако теплоперенос, те. движение теплового фронта, и массоперенос, те. движение самого теплоносителя в пласте, происходят с разными скоростями вследствие утечки теплоты на нагрев не только самого пласта, по которому происходит фильтрация теплоносителя, но и окружающих пород.
При закачке горячей воды в пласте формируется две зоны зона спадающей температурой и зона, не охваченная тепловым воздействием, с первоначальной пластовой температурой. При закачке пара формируется три зоны первая зона с примерно одинаковой температурой, насыщенная паром, температура которой зависит от давления в этой зоне. Вторая зона - зона горячего конденсата (воды, в которой температура снижается от температуры насыщенного пара до начальной пластовой. Третья зона - зона, не охваченная тепловым воздействием, с пластовой температурой. Вследствие расхода теплоты, содержащейся в теплоносителе, на прогрев пласта и окружающих пород тепловой фронт отстает от фронта вытеснения (теплоносителя, причем чем меньше толщина пласта, тем отставание больше при прочих равных условиях. Это объясняется тем, что при малой толщине пласта доля потерь теплоты в кровлю н подошву пласта больше и охлаждение теплоносителя происходит быстрее. Однако такое отставание теплового фронта зависит еще и от теплофизических и коллекторских свойств пласта и теплоносителя, а также от эффективности вытеснения нефти водой (рис. 2.2). Из рисунка видно, что при толщине пластам (линия 3) через год температурный фронт отстанет от фронта вытеснения в
13,3 раза (а = 0,075), а при толщине пластам (линия 1) - в 9,1 раза (а = 0,11). При закачке пара также происходит отставание температурного фронта от фронта вытеснения. Однако за счет скрытой теплоты парообразования при конденсации пара прогретая зона пласта увеличивается враз (в зависимости от сухости нагнетаемого пара и давления) по сравнению с закачкой горячей воды. В этом заключается одно из преимуществ использования пара по сравнению с горячей водой в качестве теплоносителя. При закачке горячей воды в зоне, не охваченной тепловым воздействием, происходит вытеснение нефти водой в изотермических условиях, а в нагретой зоне, в которой температура изменяется от пластовой до температуры воды на забое скважины, - в неизотермическнх. При этом понижается вязкость нефти,

улучшается соотношение подвижностей нефти и воды, происходит тепловое увеличение объема нефти и ослабление молекулярно-поверхностных сил. Все это приводит к увеличению нефтеотдачи. При закачке пара в зоне конденсации механизм вытеснения аналогичен механизму вытеснения при закачке горячей воды. Впервой зоне благодаря высокой температуре происходит частичная разгонка легких компонентов нефти и переход их из зоны пара в зону конденсаций, что также приводит к еще большему увеличению нефтеотдачи. Роль каждого из перечисленных факторов зависит как от температурной обстановки в пласте, таки от физико-химических свойств пластовой нефти (плотность, вязкость, наличие легких компонентов и пр. Кроме того, на практике замечены увеличение и последующая стабильность приемистости нагнетательных скважин при закачке горячей воды. Однако при закачке пара в результате действия пресного конденсата на глинистые компоненты пористой среды, приводящего к разбуханию глин, может наблюдаться и снижение приемистости. Насыщенный пар — пар, находящийся в термодинамическом равновесии с жидкостью (или твёрдым телом) того же химического состава. Между жидкостью и её Н. п. существует динамическое равновесие число молекул, вырывающихся в единицу времени из жидкости и…
…
С повышением температуры вязкости нефти и воды уменьшаются. Горячую воду и пар получают в парогенераторах (котлах) высокого давления и закачивают в пласт через нагнетательные скважины специальной конструкции и со специальным оборудованием, предназначенным для работы в условиях высоких температур и давлений. При проектировании и осуществлении закачки в пласт горячей воды и водяного пара важно знать термодинамическое состояние воды жидкое, в виде пара, в виде смеси воды и пара или даже в закритическом состоянии. Узнать это можно с помощью
pT
- диаграммы для воды, на которой линия насыщения разделяет области существования воды в жидкой и паровой фазах. При этом критическая зона характеризуется точкой. Для воды
3
,
647
,
12
,
22
К
Т
МПа
p
кр
кр


Если давление воды и ее температура таковы, что соответствующая этим значениям точка на этой диаграмме находится на линии насыщения, то вода пребывает одновременно ив парообразном ив жидком состояниях. Сколько в единице массы воды будет содержаться воды в жидком и парообразном состояниях, зависит от теплосодержания единицы массы воды. Если давление и температура пара соответствуют давлению и температуре на линии насыщения, то пар называется насыщенным. Над линией насыщения состояние воды будет только жидкое, а под нею - только в виде перегретого пара. Пусть некоторый объем воды находится в состоянии, соответствующем линии насыщения. Масса пара в этом объеме равна МПа масса жидкой воды М
в
. Имеем



)
/(
В
П
П
М
М
M
(1) Здесь сухость пара. Она изменяется от нуля, если термодинамическое состояние воды соответствует точкам, находящимся над линией насыщения те. вода является жидкостью, до единицы или 100%, когда вся вода представляет собой перегретый пар.

Линию насыщения на диаграмме для воды принято аппроксимировать следующей простой зависимостью
4 8
)
2
,
273
(
10 0981
,
0




Т
p
ВП
(2) где
ВП
p
-давление на линии насыщения, МПа Т- температура, К. По формуле (2) получают давление на линии насыщения с некоторой погрешностью вблизи точки, характеризующей критическое состояние воды. В дальнейшем горячую воду и пар будем называть теплоносителями, закачиваемыми в нефтяные пласты в промышленных масштабах. Важная характеристика процесса вытеснения нефти теплоносителями – пластовая температура и ее распределение. Поле температуры в пласте при закачке в него теплоносителя рассчитывают на основе уравнения теплопереноса. Рассмотрим вначале температурное поле при закачке в пласт наиболее простого теплоносителя – горячей воды. При этом будем полагать, что горячая вода закачивается в пласт с начальной температурой Т
ПЛ
Итак в прямолинейный однородный пласт через галерею закачивается горячая вода с температурой Т и расходом q. Следовательно, на входе в пласт постоянно поддерживается перепад температур ПЛ 1
0 в ( Упрощению задачи расчета процесса вытеснения нефти из пласта горячей водой способствует то обстоятельство, что тепловой фронт, сильно отстает от фронта вытеснения нефти водой. Поэтому можно считать, что нефть из нагретой области, занимающей часть пласта
)
0
(



x
x
, перемещается походу вытеснения быстрее, чем изменяется пластовая температура. С учетом этого можно предположить, что остаточная нефтенасыщенность в каждом сечении нагретой области равна предельной остаточной нефтенасыщенности ОСТ, соответствующей данной температуре или данному перепаду температур Это предположение равносильно утверждению о существовании зависимости. ОСТ (9) Такая зависимость, можно считать, существует, так как экспериментально доказано, что коэффициент конечной нефтеотдачи при многократной промывке горячей водой зависит от ее температуры. Увеличивая температуру вытесняющей нефти горячей воды, можно добиваться все большего извлечения нефти из пласта. Подставляя в (9) величину

определяемую формулу получим распределение остаточной нефтенасыщенности в нагретой области Что такое коррозия трубопроводов Какие существуют классификации коррозии трубопроводов Срок службы и надежность работы промысловых трубопроводов во многом определяется степенью их защиты от их постепенного самопроизвольного разрушения вследствие их взаимодействия с внешней и внутренней средой, называемого коррозией. Трубопроводы на месторождении подвергаются трем видам коррозии атмосферной, почвенной и внутренней. Атмосферная коррозия - это обычное ржавление труб, уложенных на поверхности земли и ее легко устранить путем нанесения на поверхность труб масляных красок или лаков. Почвенная коррозия наиболее опасна и методы борьбы с ней более сложны и дороги. Интенсивность почвенной коррозии зависит от химического состава почвы, ее влажности, химического состава и неоднородности металла. Внутренняя коррозия стенок труб возникает вследствие контакта с кислыми или щелочными жидкостями.По характеру взаимодействия металла труб со средой различают два типа коррозии химическую и электрохимическую.