1. Энергия напора пластовых вод
 Скачать 4.08 Mb.
| Образовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей |
| Использование других агентов Закачка в пласт углекислого газа позволяет уменьшить давление начала конденсации. Существуют простые и дешевые способы получения углекислого газа, поэтому этот метод является перспективным, представляет интерес также закачка углекислого газа в смеси с азотом, а также закачка широкой фракции легких углеводородов и закачка газа, содержащего кислые компоненты (сероводород и углекислый газ. Одним из возможных способов поддержания пластового давления является комбинированная закачка воды и газа. Как определяется продолжительность первой фазы при разработке ограниченных нефтяных пластов в условиях упругого режима Время, необходимое для достижения воронкой депрессии естественных границ (первая фаза) определяется по формуле. x r r t c k 4 2 2 (6) После установления длительности первой фазы можно определить извлекаемые запасы. Оставшиеся запасы должны быть извлечены при второй фазе разработки. Давление в любой точке ограниченного пласта с достаточной точностью можно определить по приближенной формуле 3 2 2 1 ln 2 0 2 м , где 2 параметр Фурье. На проницаемой границе 1 0 при k r r 4 1 2 2 0 0 1 0 0 F kh q H Тогда дебит определяется по формуле 2 1 ln ) ( 2 1 0 Какие применяются методы очистки поверхности моря при нефтяном загрязнении Для ликвидации нефтяных загрязнений водных объектов применяют следующие методы механические физико – химические химические биохимические.Механические методы удаления нефти включают широкий спектр работ и устройств, начиная от вычерпывания нефти вручную до применения машинных комплексов нефтесборщиков. Предварительно осуществляют концентрирование и ограждение находящейся на водной поверхности нефти при помощи боновых заграждений. Для сбора пролитой нефти используют специальные суда и плавающие средства, перемещающиеся по загрязненной поверхности и собирающие загрязнения при помощи различных устройств (насосов, гидроциклонов, движущихся лент и пр. К механическим способам следует отнести и фильтрование загрязненных вод через насыпные и намывные песочные фильтры. Физико химические методы заключаются в применении адсорбирующих материалов. В качестве адсорбентов применяют пенополиуретан, угольную пыль, резиновую крошку, древесные опилки, пенопласт и т.п. Для увеличения контакта применяют синтетические полотнища, способные хорошо адсорбировать нефть. Впитавшие нефть полотнища затем пропускают через отжимные валики для отделения нефти. Сорбирующие материалы способны впитывать нефти 10 40 кратного количества от собственной массы. Химические методы основаны преимущественно на использовании коагулянтов, которые увлекают в осадок пленочную нефть. Этот метод применяется после других методов для более полной очистки поверхности воды. Биологические методы предусматривают использование микроорганизмов и специальных бактерий, питающихся нефтью. БИЛЕТ № 22 В каких случаях возникает фонтанирование скважин за счет энергии расширения газа? Это наиболее распространенный способ фонтанирования нефтяных скважин. Уже было отмечено, что при артезианском фонтанировании в фонтанных трубах движется негазированная жидкость (нефть, поэтому, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба такой жидкости, забойное давление должно быть достаточно высоким.При фонтанировании за счет энергии газа плотность столба ГЖС в фонтанных трубах мала, поэтому гидростатическое давление столба такой смеси будет меньше. Следовательно, и для фонтанирования скважины потребуется меньшее забойное давление. При движении жидкости по НКТ от забоя к устью давление уменьшается, и на некоторой высоте оно становится равным давлению насыщения р нас , а выше — ниже давления насыщения. В зоне, где р<р нас, из нефти выделяется газ, причем этого газа становится тем больше, чем меньше давление, те. чем больше разница давлений Δp = p нас -р. Таким образом, нефть при фонтанировании разгазируется в результате выделения из нее растворенного газа, перехода его в свободное состояние и образования ГЖС с плотностью, существенно меньшей плотности чистой нефти. В описанном случае фонтанирование будет происходить при давлении на забое скважины, превышающем давление насыщения (р с >р нас, и газ будет выделяться на некоторой высоте в НКТ.Возможен другой случай, когда фонтанирование происходит при давлении на забое скважины ниже давления насыщения (р с <р нас. При этом на забой скважины вместе с нефтью поступает свободный газ, к которому, по мере подъема нефти по НКТ, добавляются дополнительные порции свободного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления. Масса свободного газа, приходящегося на единицу массы жидкости, по мере подъема увеличивается. Объем свободного газа также увеличивается за счет его расширения. В результате газонасыщенность потока возрастает, а его плотность соответственно снижается.Таким образом, фонтанирование скважины может происходить при давлении на забое р свыше или ниже давления насыщения р нас .Сделаем несколько предварительных общих определений. Очевидно, давление на забое фонтанной скважины в любом случае будет равно р р р б с , где р б — давление у башмака НКТ при фонтанировании скважины с постоянным дебитом, р=(Н—L)ρg— гидростатическое давление столба жидкости между башмаком и забоем высотой Н, где Н—глубина скважины, L — длина НКТ; ρ — средняя плотность жидкости в этом интервале. 2.Какие опоры применяются на самоподъемных буровых установках (СПБУ)? Самоподъемные плавучие морские буровые установки (МБУ) в отличие от стационарных установок приспособлены к работе на больших глубинах моря и значительном удалении от берега. МБУ имеет плавучий корпус, который может транспортироваться по морю. На корпусе смонтирована буровая вышка, энергетическое, буровое и другое оборудование. В корпусе выполнены шахты, через которые спускают опоры установки. После спуска опор на дно моря и закрепления их в донном грунте корпус поднимается по опорам при помощи электроприводных или гидравлических домкратов на высоту, которая больше высоты морских волн при любых погодных условиях. МБУ может включать нижний понтон, обладающий большой плавучестью, соединенные с ним опорные колонны и водонепроницаемый надводный корпус, который поддерживается колоннами и может по ним опускаться и подниматься. Установка на плаву доставляется к месту бурения, где колонны опускаются в грунт и фиксируются в надводном корпусе. Затем понтон заполняется водой и опускается на морское дно по колоннам. Колонны при этом слегка вдавливаются в грунт, после чего они фиксируются специальным устройством в погружном понтоне. Затем корпус по колоннам с помощью подъемного механизма поднимается на требуемую высоту над поверхностью моря. 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. Как классифицируют газоконденсатные месторождения с использованием диаграммы фазовых превращений? Диаграмма фазовых превращений газоконденсатной системы приведена на рис. При повышении давления и неизменной температуре или понижении температуры и постоянном давлении происходят процессы конденсации пара в жидкость. Зависимость давления от температуры для чистого углеводорода характеризуется кривой испарения — скачкообразного изменения агрегатного состояния вещества (МК на рис. Эта кривая — граничная, ниже которой существует одна паровая фаза, выше, в области повышенных давлений одна жидкая фаза.Конечная точка К этой кривой является критической. Она характеризует максимальную температуру кр Т , при которой существует граница раздела фаз, те. паровая и жидкая фазы находятся в равновесии. Давление кр р паров вещества при критической температуре называется критическим. Рисунок 4.1 - Диаграмма фазовых превращений газоконденсатной системы постоянной массы и состава при изменении давления и температуры Математически критерий критического состояния можно записать в виде равенства Кривая kp CC — линия кипения, выше которой существует жидкая фаза, ДИ БС C кк kp — линия конденсации, правее и ниже расположена газовая фаза. Линия И С СС кк кр ограничивает двухфазную область (область паровой и жидкой фаз. Цифры на линиях означают объемное содержание жидкой фазы в смеси (в %). Точка кр С — критическая, в точке кк С (при максимальной температуре выше критической кр Т ) жидкая и паровая фазы могут находиться в равновесии, те. в этой точке имеется граница раздела фаз пар — жидкость. Точка кк С носит название крикодентерма. В точке Б приуменьшении давления образуется первая капля жидкости, те. происходит обратная ретроградная) конденсация (образование жидкой фазы при уменьшающемся давлении. При дальнейшем снижении давления объем образовавшейся жидкой фазы увеличивается ив точке В достигает максимального значения. Какие знаете фазы разработки нефтяных пластов ограниченных размеров в условиях упругого режима Пласт ограниченных размеров Время, необходимое для достижения воронкой депрессии естественных границ (первая фаза) определяется по формуле. x r r t c k 4 2 2 После установления длительности первой фазы можно определить извлекаемые запасы. Оставшиеся запасы должны быть извлечены при второй фазе разработки. Давление в любой точке ограниченного пласта с достаточной точностью можно определить по приближенной формуле 4 3 2 2 1 ln 2 0 2 м , где 2 параметр Фурье На проницаемой границе 1 при k r r 4 1 2 2 0 0 1 Тогда дебит определяется по формуле 2 1 ln ) ( 2 1 0 Что такое сырая и товарная нефть Какими основными показателями характеризуется товарная нефть Нефть - горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространённая в осадочной оболочке Земли и представляющая собой сложную смесь жидких, твердых и газообразных углеводородов. сырая нефть Жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьем для производства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута, смазочных масел, битумов и кокса. товарная нефть Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов, принятых в установленном порядке. Плотность 850.кг.м3давление насыщение 66.7 па массовая доля примесей воды 0.5% итд Нефть является основным сырьем для химической, топливной и электроэнергетической промышленности. БИЛЕТ № 21 Как определяется условие фонтанирования скважин с помощью эффективного газового фактора Фонтанирование возможно лишь в том случае, если энергия, приносимая на забой жидкостью, равна или больше энергии, необходимой для подъема этой жидкости на поверхность при условии, что фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, те. на режиме наибольшего кпд. опт R Г 0 если из пласта поступает газа больше или столько, сколько нужно для подъема 1 м 3 жидкости на режиме наивысшего кпд, то фонтанирование возможно. Среднее количество свободного газа определяется как разность полного газового фактора Г и количества растворенного газа, которое определяется как произведение коэффициента растворимости нар ср , взятое в избыточных единицах давления 0 2 р р р Г Г у с ср Далее необходимо учесть, что вода, сопровождающая нефть, практически не содержит растворенного газа и замеряемый на промыслах газовый фактор Г относят к чистой необводненной нефти. Поэтому газ, выделяющийся из нефти, расходуется и на подъем воды. Если n — обводненность — доля воды в поднимаемой жидкости, то газовый фактор, отнесенный к 1 м 3 жидкости, будет равен Г ср (1-n). Таким образом, газовый фактор, определяющий количество кубических метров газа при стандартных условиях, находящегося в свободном состоянии при среднем давлении в подъемнике, и отнесенное км жидкости (обводненной нефти) и будет тем газовым фактором, который можно приравнять к величине R опт . Этот газовый фактор называется эффективным газовым фактором и обозначается Г эф . Поэтому с учетом растворимости газа условие фонтанирования теперь запишется так опт эф R Г (15) Основные районы, где ведутся морские операции. Освоение месторождения Кашаган. Кашага н — супергигантское нефтегазовое месторождение Казахстана , расположенное на севере Каспийского моря. Относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции Открыто 30 июня 2000 года скважиной Восток. Является одним из самых крупных месторождений в мире, открытых за последние 40 лета также крупнейшим нефтяным месторождением на море. Восточный Кашаган открыт летом 2000 году, Западный Кашаган — в 2001 году, Юго-Западный Кашаган — в 2003 году Начало промышленной добычи неоднократно переносилось, в настоящий момент оно объявлено наконец года Разработка месторождения ведется в сложных геологических условиях шельфовая зона, большие глубины залегания (дом, высокое пластовое давление (80 МПа, высокое содержание сероводорода (до 19 %). Запасы нефти Кашагана колеблются в широких пределах 1,5—10,5 млрд тонн. Из них на Восточный приходится от 1,1 до 8 млрд тонн, на Западный — до 2,5 млрд тонн и на Юго-Западный — 150 млн тонн. Геологические запасы Кашагана оцениваются в 4,8 млрд тонн нефти поданным казахстанских геологов. [1] По данным оператора проекта общие нефтяные запасы составляют 38 млрд баррелей или 6 млрд тонн, из них извлекаемые — около 10 млрд баррелей. В Кашагане есть крупные запасы природного газа, более 1 трлн куб. метров. [2] 3.Объясните диаграмму фазовых превращений газоконденсатной смеси. Диаграмма фазовых превращений газоконденсатной системы приведена на рис. При повышении давления и неизменной температуре или понижении температуры и постоянном давлении происходят процессы конденсации пара в жидкость. Зависимость давления от температуры для чистого углеводорода характеризуется кривой испарения — скачкообразного изменения агрегатного состояния вещества (МК на рис. Эта кривая — граничная, ниже которой существует одна паровая фаза, выше, в области повышенных давлений одна жидкая фаза.Конечная точка К этой кривой является критической. Она характеризует максимальнуютемпературу кр Т , при которой существует граница раздела фаз, те. паровая и жидкая фазы находятся в равновесии. Давление кр р паров вещества при критической температуре называется критическим Рисунок 4.1 - Диаграмма фазовых превращений газоконденсатной системы постоянной массы и состава при изменении давления и температуры 2 2 Tkp Tkp V p V p Математически критерий критического состояния можно записать в виде равенства. Кривая kp CC — линия кипения, выше которой существует жидкая фаза, ДИ БС C кк kp — линия конденсации, правее и ниже расположена газовая фаза. Линия И С СС кк кр ограничивает двухфазную область (область паровой и жидкой фаз. Цифры на линиях означают объемное содержание жидкой фазы в смеси (в %). Точка кр С — критическая, в точке кк С (при максимальной температуре выше критической кр Т ) жидкая и паровая фазы могут находиться в равновесии, те. в этой точке имеется граница раздела фаз пар — жидкость. Точка кк С носит название крикодентерма. В точке Б приуменьшении давления образуется первая капля жидкости, те. происходит обратная (ретроградная) конденсация образование жидкой фазы при уменьшающемся давлении. При дальнейшем снижении давления объем образовавшейся жидкой фазы увеличивается ив точке В достигает максимального значения. Как определяется давление на стенке скважины работающей в условиях упругого режима? Под упругим запасом жидкости в пласте понимается количество жидкости в пласте, которое можно извлечь из пласта при снижениидавления в нем за счет объемной упругости пласта и насыщающих его жидкостей. Будем учитывать, что с понижением пластового давления упруги запас уменьшается, ас увеличением давления – увеличивается. Выделим мысленно элемент пласта объемом 0 V . Пусть ож V есть объем жидкости, насыщающей элемент объема пласта 0 V при начальном давлении Р. Обозначим через з V изменение упругого запаса жидкости внутри обьема пласта 0 V при изменении давления во всех точках пласта на величину . Зная , с ж и будем иметь 0 V V V с ож ж з При эксплуатации группы скважин с помощью метода суперпозиции можно получить расчетную формулу для определения давления в любой точке пласта М. п м ил м t x r Ei q кп 1 2 ) ( 4 4 , (1) Где q – удельный дебит, приходящийся на единицу, длины ряда, ; 2 / ; / 3 э n Q q с м Q суммарный дебит ряда, ; / 3 с м 2 расстояния между скважинами м d длина перпендикуляра, из точки М на линию рядам длина отрезка от конца перпендикуляра до начала ряда (точка А, м длина отрезка от конца перпендикуляра до конца ряда (точка В, м. Какие существуют способы предотвращения потерь углеводородов при хранении в резервуарах? Нефтяные резервуары представляют собой емкости различных размеров, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учета сырой и товарной нефти. Группа резервуаров, сосредоточенных водном месте, называется резервуарным парком.Общий объем товарного резервуарного парка должен быть равен двухсуточной плановой производительности всех добывающих скважин данного месторождения.Легкие фракцииефти, храняшийся в резервуарах, в основном испоряються через дыхательные клапана спосбы предотвращение потерь углеводорода высота взлива нефти в резервуарах, количество легких фракций выходящих из резервуара с помощью газовых счетчиков,концентрации углеводоробов по вертекали газогового пространство, разности давления насышения паров нефти до ее хранения в резервуаре и после ее выхода из него, определения относительной плотности нефти дои после хранения в резервуреНефтяные резервуары строят из несгораемых материалов - металла или железобетона. Резервуары бывают наземными, подземными или частично заглубленными. Для сбора, хранения и замера объема нефти в большинстве случаев используют цилиндрические стальные резервуары и реже - бетонные или железобетонные. В товарных парках месторождений сооружают резервуары емкостью 1000 - 5000 мс плоским или коническим покрытием, в центре резервуара устанавливают центральную стойку, на которую опираются щиты покрытия. Коническая крыша резервуаров воспринимает внешнюю нагрузку от снега и внутреннюю при создании вакуума в резервуаре и изготовляется из листовой стали, толщиной не более 2,5 мм. БИЛЕТ  перейти в каталог файлов | Образовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей |