1. Энергия напора пластовых вод
 Скачать 4.08 Mb.
| Образовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей |
| Внутрипластовое горение Создание подвижного фронта горения непосредственно в пласте сокращает потери теплоты и поднимает эффективность теплового воздействия. В пористой среде, насыщенной частично коксоподобными остатками нефти, возможно непрерывное горение при подаче в пласт воздуха в необходимых количествах. В результате горения в пласте происходит термическая перегонка нефти и унос продуктов разложения в зону перед фронтом горения. Коксоподобные остатки термической перегонки нефти в пористой среде и являются топливом, которое поддерживает очаг горения. Зона горения перемещается от стенок нагнетательной скважины в радиальном направлении. Образующие горячие газы проталкивают нефть и воду к добывающим скважинам. В результате создания теплового фронта, температура которого достигает 450-500 о С, происходит следующее. 1. Переход в газовую фазу некоторых наиболее легких компонентов нефти, насыщающих породу перед фронтом горения. 2. Расщепление (крекинг) некоторых углеводородов, составляющих нефть. 3. Горение коксоподобного остатка, образовавшегося в результате крекинг процесса. Плавление парафинов и асфальтенов в порах породы. 5. Переход в паровую фазу пластовой воды, находящейся перед фронтом. 6. Уменьшение вязкости нефти перед фронтом в результате ее нагревания и смешивания с легкими фракциями нефти, переносимыми потоком газов от фронта горения. 7. Конденсация продуктов перегонки нефти и образование подвижной зоны повышенной нефтенасыщенности перед фронтом горения по мере снижения температур. 8. Образование сухой выгоревшей массы пористой породы часто с разрушенными связями между твердыми частицами вследствие термического воздействия за фронтом горения. При внутрипластовом горении в пласте формируется несколько зон. 1. Выгоревшая зона со следами несгоревшй нефти или кокса, в которой закаченный воздух нагревается теплотой, оставшейся в этой зоне, после прохождения фронта горения. 2. Зона горения, в которой максимальная температура достигает 300-500 о С. Теплота в этой зоне передается главным образом за счет конвекции. 3. Зона испарения, в которой происходит разгонка нефти на фракции и крекинг остаточной нефти в результате ее нагрева горячими газами, поступающими из зоны горения. Пластовая и связанная воды в этой зоне превращаются в пар сухой или влажный в зависимости от температуры и давления в пласте. 4. Зона конденсации, в которой происходит конденсация углеводородов и паров воды вследствие понижения температуры. Нефть и вода проталкиваются к добывающим скважинам несконденсировавшимися газами и газами, образовавшимися в результате горения, такими как углекислый газ СО, окись углерода СО и азот N 2 5. Зона увеличенной водонасыщенности, содержащая все три компонента – нефть, воду и газы. 6. Зона увеличенной нефтенасыщенности, образующаяся в результате перемещения нефти из предыдущих зон и содержащая маловязкую нефть вследствие обогащения ее легкими фракциями углеводородов. Температура в этой зоне близка к первоначальной. 7. Невозмущенная зона, в которой пластовая температура практически остается первоначальной, а поэтому и вязкость вытесняемой нефти низкой. 2. В чем заключаются особенности разработки морских нефтегазовых месторождений К особенностям освоения морских нефтегазовых месторождений можно отнести следующие создание, с учетом суровых морских гидрометереологических условий специальных гидротехнических сооружений новых плавучих технических средств (плавувучих крановомонтажных судов, судов обслуживания, трубоукладочных баржи других специальных судов) для геофизических , геологопоисковых работ и строительства нефтепромысловых объектов на море и их обслуживания в процессе обустройства, бурения , эксплуатации и ремонта скважина также при сборе и транспорте их продукции бурение наклонного-направленного куста скважин с индивидуальных стационарных платформ, с приэстакадных площадок, на исскуственно создаваемых островках, с самоподьемных и полупогружных плавучих установок и других сооружений как над водой, таки под водой. выбор при проектировании наиболее рациональной для данного месторождения или залежи сетки скважин, которая должна иметь такую плотность, чтобы не требовалось ее уплотнения, так как оно в морских условиях связано с чрезвычайно большими трудностями из-за уже существующей системы обустройства месторождения и сети подводных коммуникаций, когда размещение новых гидротехнических сооружения для бурения дополнительных скважин может оказаться невозможным. выбор рациональных конструкций и числа стационарных платформ, приэстакадных площадок, плавучих эксплуатационных палуб и других сооружений для размещения на них оптимального числа скважин ( в зависимости от залегания пластов, сроков проводки скважин, растояние между их устьями , их дебитов, ожидаемых при имеющихся устьевых давлениях, и т.д.). соответствие долговечности и надежности гидротехнических и других сооружений срокам разработки нефтяных и газовых месторождений те. периоду максимального извлечения нефти из залежи и всего месторождения в целом. Форсирование строительства скважин созданием надежной техники и прогрессивной технологии для бурения наклонно-направленных прицельных скважин с необходимым отклонением от вертикали и обеспечением автономности работы буровых бригад ( чтобы их работа не зависела от гидрометеорологических условий моря) в стесненных условиях платформ, приэстакадных и других площадок, что позволяет за короткий срок завершить разбуривание всех запроектированных скважин и только после этого приступить к их освоению, исключая необходимость в одновременном бурении и эксплуатации скважин. 3. Как определяют объемы активного и буферного газа в подземных хранилищах Подземные хранилища газа (ПХГ) обеспечивают в основном следующее. Общий объем газа в подземном хранилище делится на две части активный (рабочий) объем, ежегодно закачиваемый и отбираемый из ПХГ буферный (остаточный) объем, который постоянно находится в ПХГ вовремя его эксплуатации. Буферный газ предназначен для создания в хранилище определенного давления в конце отбора, при котором обеспечивается необходимый дебит газа, получаемого из хранилища, соблюдаются требования охраны недр и условия транспорта газа в район потребления для уменьшения продвижения воды в хранилище увеличения дебитов скважин уменьшения степени сжатия газа на КС. Объем буферного газа составляет от 60 до 140 % рабочего газа. Объем буферного газа, число эксплуатационных скважин и мощность КС взаимосвязаны. Объем буферного газа при эксплуатации ПХГ на газонапорном режиме можно определить из уравнения б = , а к a к р z z р к (13.4) где к постоянный объем перового пространства газонасыщенного коллекторам средневзвешенное по объему порового пространства пласта давление в ПХГ в конце периода отбора газа. Объем буферного газа при эксплуатации ПХГ на упруговодонапорном режиме Часть газа в конце периода отбора остается в необводненной, другая — в обводненной части коллектора. Скважины на таком подземном хранилище эксплуатируются н технологическом режиме предельного безводного дебита. Конус подошвенной воды в этом случае занимает устойчивое положение. Для подачи газа потребителю компрессорная станция часто ненужна. Объем буферного газа можно определить из уравнения б = а в a в к н к а к a к к р z z р р z z р ) ( (13.5) Где б = , ) 1 ( ) 1 ( 1 ( к к к к к к н н к к к к z р z р z р z р (13.6) где н, к — соответственно начальный (до начала отбора газа) и конечный необводненный объемы порового пространства ПХГ, м кв средневзвешенные по объему соответственно необводненной и обводненной частей порового пространства пласта приведенные давления, МПа к коэффициент объемной газонасыщенности обводненной зоны, доли единицы = Ω н ,/Ω к ; Q a — объем активного газам р н — приведенное давление газа в ПХГ до начала отбора газа, МПа. 4. Что такое влажное .внутрипластовое горение Влажное внутрипластовое горение (ВВГ). Это разновидность внутрипластового горения, позволяющего интенсифицировать разработку месторождений с высоковязкими нефтями, увеличивая конечную нефтеотдачу. При этом в нагнетательные скважины после создания устойчивого очага горения вместе с воздухом или попеременно закачивают (в определенном соотношении) воду. При этом вода, контактируя с нагретой породой, испаряется. Пар. увлекаемый потоком воздуха (газа, переносит тепло в область, находящуюся впереди фронта горения. Вследствие высокой теплоемкости воды, скорость конвективного переноса теплоты водовоздушной смесью возрастает, потери теплоты позади фронта горения сокращаются, количество необходимого воздуха на осуществление процесса снижается в 2-3 раза по сравнению с сухим процессом горения. Диапазон соотношений закачиваемых в пласт объемов воды и воздуха составляет примерном воды нам воздуха, те. водовоздушное отношение должно составлять порядка (1:5)∙10-3 мм Поданным ВНИИ, водовоздушное отношение должно находиться в пределах 0,004-0,002 мм. Конкретные значения водовоздушного отношения определяются геолого-физическими и технологическими условиями осуществления процесса. Сверхвлажное внутрипластовое горение (СВВГ). Процесс является разновидностью внутрипластового горения, осуществляемого при увеличении водовоздушного соотношения в закачиваемой смеси воды и воздуха или в сочетании с заводнением. При этом тепловая энергия, выделяемая при горении остаточного топлива в пласте, становится недостаточной для испарения всей массы закачиваемой воды. В этом случае исчезает зона перегретого пара, и температура в зоне реакции существенно снижается. Процесс высокотемпературного окисления (горения) переходит в процесс низкотемпературного окисления остаточного топлива. Поданным ВНИИ, при сверхвлажном горении водовоздушное отношение (ВВО) достигает 0,002-0,01 мм. При максимальном значении ВВО коэффициент использования кислорода резко снижается, диффузионный режим может перейти в кинетический, и тепловыделение может быть недостаточным для поддержания горения. Различают два основных типа реакций окисления высокотемпературное горение и жидкофазное окисление. При сверхвлажном горении утилизация кислорода улучшается, а коэффициент использования топлива при достаточно высоком ВВО становится меньше единицы, что связано с увеличением роли конвективного потока воды в процессе. Процесс СВВГ протекает при температуре Св отличие от влажного и сухого горения, когда температура достигает Си соответствует температура насыщенного водяного пара. А скорость перемещения зоны генерации тепла при сверхвлажном горении пропорциональна водовоздушному фактору и определяется темпом нагнетания воды, а не воздуха. При сверхвлажном горении эта скорость возрастает в несколько раз. С увеличением ВВО снижаются расходы сгорающего топлива и воздуха. Таким образом, процессу СВВГ характерно следующее во всей области теплового воздействия в фильтрующемся потоке жидкости присутствует вода экзотермические реакции, необходимые для поддержания процесса, протекают в прогретой зоне окислительные реакции происходят в низкотемпературном режиме полное вытеснение нефти после теплового фронта не достигается. 5. Какие факторы, влияют на выбор трубопроводов Что такое пульсация трубопроводов и какие методы борьбы сними вызнаете При гидравлических расчетах системы сбора на нефтяных месторождениях приходится сталкиваться с различными условиями движения продукции скважин по трубам. При транспорте ее за счет пластовой энергии в выкидных линиях скважин наблюдается движение двухфазной газожидкостной смеси, а при обводнении - трехфазной смеси. После дожимных насосных станций по трубопроводам транспортируются фазы нефть или водонефтяная эмульсия, газ, иногда вода. Водонефтяные эмульсии почти всегда являются вязкопластичными жидкостями. Движение продукции осложняется также присутствием в потоке твердых частиц - механических примесей, парафинов и асфальтенов. При использовании печей при транспортировке нефти или, учитывая естественные потери тепла в окружающую среду, приходится выполнять гидравлические расчеты, учитывающие неизотермичность процесса. Проектную пропускную способность трубопроводов, рассчитанную на перспективную добычу нефти и газа, используют полностью лишь спустя значительное время после сооружения трубопроводов. Таким образом, трубопроводы в течение нескольких лет работают с недогрузкой. В результате техник - экономических расчетов может оказаться более выгодным последовательное строительство трубопроводов малого диаметра по мере увеличения добычи нефти. Замена одного трубопровода большого диаметра двумя или несколькими трубопроводами малого диаметра может быть оправдана при раздельном сборе безводной и обводненной нефти. При наличии коррозии также обосновано применение трубопроводов для раздельного транспорта жидкости и газа, так как при увеличении скорости потока коррозия внутренней поверхности трубопроводов уменьшается. При низкой скорости движения смеси минерализованная вода движется самостоятельной струйкой по нижней образующей трубы, в результате чего там образуются порывы и свищи. С увеличением скорости и турбулизации потока интенсивность коррозии уменьшается, так как агрессивная среда изолируется от стенок, асами стенки интенсивно смачиваются нефтью. При транспорте нефтегазовых смесей, особенно по пересеченной местности, в трубопроводах большого диаметра может происходить образование газовых пробок, приводящее к пульсации потока. Целесообразность замены одного трубопровода большого диаметра несколькими трубопроводами меньшего диаметра может быть обусловлена повышением надежности и гибкости системы сбора и транспорта, так как при аварии позволяет производить ремонтные работы без остановки скважин. Правильный выбор диаметра и числа сборных коллекторов возможен на основе тщательного рассмотрения конкретных условий и технико-экономического анализа. Пульсация давления неизбежна при совместном транспорте по трубопроводу жидкости и газа. Пульсации давления связаны с образованием по длине трубопровода газовых пробок. Интенсивность пульсаций заметно возрастает с увеличением длины коллекторов дома далее выравнивается. Основной причиной возникновения пульсаций является выделение газа из газожидкостной смеси в подъемных трубах нефтяных скважин и образование газовых пробок, размеры которых увеличиваются по пути движения в выкидных линиях скважин. На пульсацию потока оказывает влияние абсолютное давление в системе сбора - чем оно выше, тем меньше газа выделяется, тем меньше пульсации. Основными способами предотвращения опасных пульсаций являются • поддержание такого режима движения газожидкостного потока, при котором исключается образование пробково - диспергированной структуры потока это возможно при регулировании давления в трубопроводе на высоком уровне • поддержание высокой пропускной способности трубопроводов периодической очисткой их от отложений парафина, солей и механических примесей • применение перед сепарационными установками успокоительных участков из труб большего диаметра • применение концевых делителей фаз и депульсаторов, обеспечивающих расслоенное течение газожидкостной смеси и возможность отбора из трубопроводов до поступления потока в сепарационные установки. На месторождениях полуострова Мангышлак успешно применяют депульсаторы при газовых факторах от 20 до 120 мм и выше. Применение депульсаторов повышает производительность сепараторов в 1,5 - 2 раза, улучшает качество отделяемого газа и устраняет опасность пульсаций газа. БИЛЕТ № 45 1. Какие существуют конструкции оборудования забоев скважин Виды несовершенных скважин Способы крепления продуктивного пласта оказывают большое влияние на эффективность освоения, величину первоначального дебита, а также на его нефтеотдачу в целом. Они определяются состоянием, особенностями пласта и конструкцией скважины. Существуют несколько типовых конструкций забоев скважин. Для открытого забоя башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей продуктивного пласта. Затем пласт бурят долотом меньшего диаметра и ствол скважины продуктивного пласта оставляется открытым. Такая конструкция применяется для продуктивного пласта сложенного плотными, устойчивыми породами известняки, песчаники для сравнительно однородного пласта, не переслаивающегося глинами, склонными к набуханию и обрушению, а также без газоносных и водоносных прослоев; при наличии до вскрытия пласта достаточно точных данных об отметках кровли и подошвы продуктивного пласта при относительно малой толщине пласта, оставляемого без крепления, а также в том случае, если при эксплуатации такой скважины не может возникнуть необходимость избирательного воздействия на отдельные пропластки. Открытый забой является гидродинамически эффективным, а скважина с открытым забоем принимается за эталон и ее коэффициент гидродинамического совершенства принимается равным единице. Недостатками открытого забоя являются невозможность избирательного вскрытия нужных пропластков и избирательного воздействия на них вместе с постоянной угрозой обвалов в призабойной зоне при создании больших депрессий. Для забоя с фильтром возможны два варианта конструкции. Первый вариант. Скважина бурится до подошвы пласта, крепится обсадной колонной с заранее насверленными отверстиями в нижней части на уровне интервала продуктивной толщи пласта, затем выше кровли пласта колонна цементируется по способу манжетной заливки. Пространство между перфорированной частью колонны и вскрытой поверхностью пласта остается открытым. Условия применения такой конструкции по существу одинаковы с условиями для применения открытого забоя. Однако в этом случае более надежно крепление забоя и гарантируется сохранение полного диаметра колонны до самого забоя даже в случаях частичного обрушения пород в призабойной части. Второй вариант. Башмак обсадной колонны спускается до кровли пласта и цементируется. В открытой части пласта находится часть эксплуатационной колонны с отверстиями называемая фильтром, которая обеспечивает связь скважины с пластом. Кольцевое пространство между верхней частью фильтра и низом обсадной колонны герметизируется специальным сальником или пакером. Для перфорированного забоя ствол скважины пробуривается до проектной отметки. Перед спуском обсадной колонны ствол скважины и особенно его нижняя часть, проходящая через продуктивные пласты, исследуется геофизическими средствами. Результаты таких исследований позволяют четко установить нефте-, водо- и газонасыщенные интервалы и наметить объекты эксплуатации. После этого в скважину опускается обсадная колонна, которая цементируется от забоя до нужной отметки. А затем перфорируется в намеченных интервалах. Скважина с перфорированным забоем имеет следующие преимущества - упрощение технологии проводки скважины и выполнения комплексных геофизических исследований геологического разреза - надежная изоляция различных пропластков, не вскрытых перфорацией - возможность вскрытия пропущенных или временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов - возможность поинтервального воздействия на призабойную зону пласта - устойчивость забоя скважины и сохранение ее проходного сечения в процессе длительной эксплуатации. Перфорированный забой при вскрытии пласта, склонного к пескопроявлению, не обеспечивает надежную защиту скважины от поступления песка и образования песчаных пробок на забое. Поэтому при вскрытии рыхлых коллекторов для защиты от песка против перфорированного интервала размещают дополнительный фильтр для задержки песка. Однако в этом случае фильтрационное сопротивление потоку пластовой жидкости резко возрастает. Кроме того, перфорированный забой вызывает сгущение линий тока у перфорационных отверстий, что приводит к увеличению фильтрационного сопротивления по сравнению с открытым забоем. Гидродинамическое несовершенство скважин Гидродинамически совершенной считается скважина, которая полностью вскрыла пласт от кровли до подошвы ив которой забой полностью открыт по боковой поверхности, те. приток жидкости в скважину происходит через всю боковую поверхность забоя, не испытывая никаких искусственных сопротивлений. Практически гидродинамически совершенных скважин не бывает, поэтому различают скважины гидродинамические несовершенные по степени вскрытия пласта и по характеру вскрытия , а также с двойным видом несовершенства – по степени и характеру вскрытия. Несовершенная по степени вскрытия скважина вскрывает не весь пласта лишь какую-то его часть. Несовершенная по характеру вскрытия скважина сообщается с пластом не через всю боковую поверхность ствола, а лишь через перфорационные или фильтровые отверстия. 2. Что представляют из себя полупогружные буровые установки (ППБУ)? Какими особенностями эксплатации они отличаются? 6.Полупогружные буровые установки. Необходимость бурения на глубинах моря, превышающих возможности оснований гравитационного типа, привела к созданию вначале х годов так называемых полупогружных плавучих буровых установок (ППБУ) (рис. 9). Отличительная особенность ППБУ — относительная легкость перемещения, постановки на точку бурения и снятия с нее, повышенная устойчивость к воздействию ветра, волнения и течений, возможность бурения на глубинах акваторий дома также незначительное увеличение стоимости по мере роста глубин моря. ППБУ применяют в разведочном бурении на морских нефтяных и газовых структурах и месторождениях в акваториях с глубин 90—100 м, когда использование СПБУ становится экономически неоправданным, до глубин 200—300 ми более. ППБУ состоят из верхнего корпуса, стабилизирующих колонн и нижних понтонов. Колонны в верхней части присоединены к корпусу, а в нижней — к понтонам. Понтоны и корпус соединены между собой и с колоннами прочными трубчатыми связями. Особенность конструкции установки при ее погружении вводу резкое сокращение площади действия ватерлинии, что приводит к уменьшению волновых нагрузок на установку. Здесь h50 — высота волны летнего шторма для данного района морям Рабочая (верхняя) палуба обычно представляет собой конструкцию трех, четырех, пяти- и более угольной формы, на которой размещены двух- и трехъярусные водонепроницаемые надстройки для размещения экипажа, а также энергетические и технологические блоки, складские помещения и другое оборудование. Стабилизирующие колонны ППБУ разделены на водонепроницаемые отсеки, в которых размещены склады материалов, насосные отделения, цепные ящики и другое оборудование. Отсеки стабилизирующих колонн размещаются в районе ватерлинии, иногда заполняются полиуретановой пеной или пенопластом. В нижних понтонах и стабилизирующих колоннах размещены v цистерны балластной и технической воды, топлива, масла и др. Существует три способа транспортировки ППБУ: с помощью буксиров, самоходный, комбинированный (буксировка в сочетании с самоходным. К настоящему времени разработан ряд буксируемых и самоходных ППБУ. По способу удержания над скважиной в процессе бурения их можно разделить натри типа с якорной системой удержания с динамическим позиционированием на натяжных опорах 3. Как осуществляют подготовку газа при наличии в его составе сероводорода Подготовка газа при наличии в его составе сероводорода Газ очищают от сероводорода и углекислого газа при помощи сорбционных методов, отличительной особенностью которых является высокое давление в абсорбере (до 6 МПа) и отсутствие кислорода в газе. В качестве абсорбентов применяют водные растворы этаноламина моноэтаноламин (МЭА), диэтаноламин (ДЭА) и триэтаноламин (ТЭА). Рисунок  перейти в каталог файлов | Образовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей |