1. Энергия напора пластовых вод

При проектировании систем сбора для парафинистых нефтей серьезное внимание следует уделить тепловым расчетам трубопроводов для определения необходимого числа печей для подогрева нефти и толщины теплоизоляции, предотвращающей потери теплоты в окружающее пространство БИЛЕТ № 44 Как определяется приток жидкости к перфорированной скважине Как определяется дебит несовершенной скважины При фильтрации жидкости, подчиняющейся линейному закону, приток жидкости к скважине можно выразить следующим образом, (4.1) где ф – фильтрационное сопротивление. Приток жидкости к перфорированной скважине
(4.2) будет отличаться тем, что вследствие сгущения линий тока у перфорационных отверстий возникнет дополнительное фильтрационное сопротивление доп
, (4.3) где С – некоторая геометрическая характеристика. дебит несовершенной скважины,
Широкое распространение получил метод расчёта дебитов несовершенных скважин, основанный на электрогидродинамической аналогии фильтрационных процессов.
Электрическое моделирование осуществляется следующим образом. Ванна заполняется электролитом. В электролит погружается один кольцевой электрод, моделирующий контур питания. В центре ванны погружается электрод на заданную глубину, соответствующую степени вскрытия пласта скважиной. К обоим электродам подводится разность потенциалов, являющаяся аналогом перепада давления, сила тока служит аналогом дебита скважины. Дебит гидродинамически несовершенной скважины подсчитываются по формуле

(3.31) где С=С1 +С - дополнительное фильтрационное сопротивление, вызванное несовершенством скважины по степени вскрытия пласта (Си характеру вскрытия (С.
2. Что из себя представляют буровые суда Каково назначение и какие особенности конструкции
Удаление районов буровых работ от береговых баз, сложность и малая скорость буксировки, а также небольшая автономность снижают эффективность использования полупогружных буровых установок. Поэтому для поискового и разведочного бурения в отдаленных районах применяют буровые суда. Основным режимом эксплуатации буровых судов является бурение скважины (85—90% от всего времени эксплуатации судна. Поэтому форма корпуса и соотношение главных размерений определяются требованиями остойчивости и обеспечения стоянки с возможно малыми перемещениями. Вместе стем форма корпуса должна соответствовать скорости передвижения судна 10—14 узлов и более. Характерная особенность для буровых судов — малое отношение ширины к осадке, равное 3—4. Причем наблюдается тенденция уменьшения этого отношения (у судов Пеликан, «Сайпем II» и др, что можно объяснить расширением районов работы и требованиями повышения мореходности. Выбор главных размерений судна зависит от требуемой грузоподъемности, которая определяется расчетной глубиной бурения скважин и автономностью судна. В практике бурения разведочных скважин на море широко применяют однокорпусные и многокорпусные самоходные и несамоходные суда. С середины х до концах годов для бурения использовались только суда с якорной и закольной системами стабилизации, их удельный вес в парке плавучих буровых установок составлял 20—24 %. Область применения для бурения судов с якорной системой стабилизации ограничена глубинами моря дом. Новые перспективы в освоении морских месторождений открылись в 1970 г. благодаря созданию системы динамического позиционирования, использование которой позволило установить ряд рекордов по глубине разведываемых акваторий. С этого времени произошел относительно быстрый рост мирового парка судов для бурения на больших глубинах моря. Примерами зарубежных судов с динамической системой стабилизации являются "Пеликан" (до глубины морям, "Седко-445" (дом, "Дисковерер Севен Сиз" (дом, "Пелерин" (дом первое и дом второе поколения, "Гломар Челенджер" (дом, фактически покорена глубина морям,
"Седко-471" дом. Как осуществляют хранение газа в истощенных газовых и газоконденсатных месторождениях?
Истощенные газовые месторождения во многих случаях оказываются наилучшими объектами для создания в них ПХГ, так как месторождение полностью разведано, известны геометрические размеры и форма площади газоносности, геолого-физические параметры пласта, начальные давления и температура, состав газа, изменение во времени дебитов скважин, коэффициентов фильтрационных сопротивлений Аи В, режим разработки месторождения, технологический режим эксплуатации, герметичность покрышки. На месторождении имеется определенный фонд добивающих, нагнетательных и наблюдательных скважин, промысловые сооружения для получения товарного газа. Параметры ПХГ, определяемые при проектировании
1) максимально допустимое давление
2) минимально необходимое давление в конце периода отбора
3) объемы активного и буферного газов
4) число нагнетательно-эксплуатационных скважин

5) диаметр м толщину стенок промысловых и соединительного газопроводов
6) тип компрессорного агрегата для КС;
7) общую мощность КС;
8) тип и размер оборудования подземного хранилища для очистки газа от твердых взвесей при закачке его в пласт и осушки при отборе
9) объем дополнительных капитальных вложений, себестоимость хранения газа, срок окупаемости дополнительных капитальных вложений. При эксплуатации ПХГ количество отбираемого газа определяют по графику газопотребления. Число добывающих скважин, необходимое при отборе газа, определяют с учетом среднесуточного отбора газа из хранилища, типа подземного хранилища, крепости породы газона¬сыщенного коллектора, технологического режима эксплуатации скважин, схемы размещения скважин на площади газоносности. Необходимое число скважин и компрессоров рассчитывают для двух наиболее трудных периодов работы подъемного хранилища
1) пикового периода отбора газа (декабрь или январь
2) конечного периода отбора газа из хранилища (март — апрель. В первом случае максимальный отбор газа осуществляется при высоком давлении, во втором случае расход отбираемого газа из хранилища меньше и давление газа в хранилище в этот период минимально.
4. Каков механизм вытеснения нефти двуокисью углерода При растворении нефти СО вязкость нефти понижается, плотность уменьшается, а объем значительно увеличивается нефть как бы набухает. Увеличение объема нефти в 1,5-1,7 раза при растворении в ней СО вносит особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов при разработке месторождений, содержащих маловязкие нефти. При вытеснении и высоковязких нефтей основной фактор, увеличивающей коэффициент вытеснения уменьшение вязкости нефти при растворении в ней СО, причем вязкость нефти снижается тем сильнее, чем больше ее начальное значение. Важным условием технология вытеснения нефти СО его чистота. Чистый СО (99,8-99,9%) имеет минимальное давление смесимости, лучше смешивается с нефтью и вытесняет ее, а при снижении может закачиваться в пласты насосами без осложнений и необходимости удаления газа. Для вытеснения нефти одним СО требуется его большой расход для ощутимого увеличения нефтеотдачи. С целью экономии СО, предотвращения его прорывов к добывающим скважинам, увеличения коэффициент охвата, применение СО целесообразно сочетать с заводнением. Самый простой способ подачи СО в пласт- нагнетание воды, полностью или частично насыщенной (3-5%) СОВ пласте СО переходит из воды в оставшуюся за фронтом нефть, изменяя ее объем и фильтрационные свойства, вязкость и фазовую проницаемость. При этом фронт концентрации СО воде значительно отстает от фронта вытеснения. Отставание зависит от коэффициента вытеснения нефти водой, коэффициента распределения СО между нефтью и водой, концентрации СО вводе, давления и температуры. Отставание фронта СО от фронта вытеснения водой можно избежать (или значительно уменьшить, нагнетая в пласт чистую СО в виде оторочки и объеме 10-30% от объема пор, продвигаемой затем водой.
5. Какие бывают трубопроводы Какая существует классификация трубопроводов?
Промысловые трубопроводы, их классификация. Прокладка и увеличение пропускной способности трубопроводов.

Все элементы сбора и подготовки скважинной продукции соединяются между собой трубопроводами. На нефтяных месторождениях представлено огромное многообразие различных трубопроводов. Трубопроводы, транспортирующие продукцию скважин на площадях нефтяных месторождений, классифицируются следующим образом
* по назначению - нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, нефтегазоводопроводы и водопроводы
* по напору - напорные и безнапорные
* по рабочему давлению - высокого (6,4 МПа и выше, среднего (МПа) и низкого (0,6 МПа) давления
* по способу прокладки - подземные, надземные и подводные
* по функции - выкидные линии от устьев скважин до групповой установки (внутрипромысловые); межпромысловые для сбора продукции с групп месторождений и доставки на ЦПС или ГПЗ; магистральные протяженные нефте – и газопроводы для подачи товарной продукции потребителям
* по составу перекачиваемой продукции - нефтяные, газовые, нефтегазовые и водяные коллекторы товарные нефтепроводы.
* по гидравлической схеме работы - простые трубопроводы без ответвлений, сложные трубопроводы с ответвлениями (к ним относятся также замкнутые кольцевые трубопроводы. Трубопроводы, транспортирующие воду к нагнетательным скважинам для поддержания пластового давления делятся на
* магистральные водопроводы - от насосных станций второго подъема
* подводящие водопроводы - от магистральных водопроводов до кустовых насосных станций (КНС)
* разводящие водоводы - от КНС до нагнетательных скважин. Все трубопроводы делятся на трубопроводы с полным заполнением трубы жидкостью и с неполным заполнением трубы жидкостью. Трубопроводы с полным заполнением сечения трубы жидкостью называются напорными, ас неполным заполнением могут быть как напорными, таки безнапорными. Выкидные линии и нефтесборные коллекторы обычно не заполнены жидкостью, часть их сечения занята газом. Скважинная продукция движется по выкидным линиям до АГЗУ за счет перепада давления между устьевым давлением и давлением АГЗУ. Выкидные линии в зависимости от дебита скважин принимаются
- экономическими расчетами и может достигать 4 км. От АГЗУ до ДНС или УПН обычно прокладывается нефтяного газа на месторождении прокладывают газопроводы. 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 технико - 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. При сооружении нефтепромысловых коммуникаций применяют стальные трубы из малоуглеродистой и легированной стали, обладающие хорошей свариваемостью. Эти трубы выпускают бесшовными, электросварными, спирально - сварными и других конструкций. Бесшовные трубы больших диаметров изготавливают горячекатанными, малых диаметров - холоднокатанными или холоднотянутыми. Сварные трубы больших диаметров имеют продольный или спиральный шов, а трубы малых диаметров - продольный шов. Наибольшее распространение в обустройстве нефтяных месторождений получили бесшовные горячекатанные трубы с наружным диаметром 57 - 426 мм, длиной от 4 дом, изготовляемые из мартеновской стали марок ст. 10, ст. 20, исп. При сооружении трубопровода, прокладываемого по площади месторождения, придерживаются следующего порядка согласуют с землепользователем временное отчуждение земли, по которой должен прокладываться трубопровод. Затем роют траншеи на глубину ниже промерзания почвы и подвозят плети труб к траншее, сваривают вручную (диаметр труб до 800 мм) или автоматически (диаметр труб более 800 мм) стыки труб, поддерживаемые навесу трубоукладчиками, тщательно очищают наружную поверхность трубопровода от грязи и окалины и наносят на нее битумное покрытие с последующей обверткой лентой гидроизоляции, предохраняющей трубопровод от электрокоррозии. После проведения этих работ сваренный и изолированный трубопровод трубоукладчиками погружается на дно траншеи и закапывается той же землей, которая была вынута из траншеи. Затем грейдерами выравнивается поверхность земли на трассе трубопровода и производится рекультивация почвы, то есть восстановление ее плодородия. При непригодности земель для выращивания сельскохозяйственных культур рекультивация не производится. В некоторых случаях возникает необходимость прокладывать трубопроводы частично или полностью под водой. При этом для защиты трубопроводов от коррозии применяют либо асбоцементную либо битумную защиту. Для преодоления водных преград под руслом прорывается специальная траншея, которая в практике получила название дюкер. При прокладке трубопроводов под водой к ним предъявляются следующие требования
• трубопровод должен быть уложен не менее чем в две нитки
• должна быть обеспечена защита от повреждения трубопровода якорями судов
• должны быть созданы условия прочности трубопровода, его сварных стыков.

При выборе трасс сложной сети промысловых трубопроводов прежде всего руководствуются данными комплексного проекта разработки месторождения - сетке расположения скважин, топографической карте месторождения с учетом режима разработки ( с поддержанием пластового давления или без него, производится изыскание необходимых трасс трубопроводов, выбор площадок для установки Спутников, размещения оборудования дожимных насосных станций, установок подготовки нефти, установок подготовки воды, товарных парков и газоперерабатывающих заводов. Для ровного рельефа местности месторождения с полным отсутствием населенных пунктов не существует проблемы выбора трасс отдельных трубопроводов - все они прокладываются кратчайшим путем, те. прямолинейно. Если месторождение имеет неровный рельеф местности или на его площади расположены населенные пункты, или какие-нибудь сооружения, то возникает вопрос рационального выбора трассы трубопроводов и площадок для размещения сооружений. Трассой трубопровода является линия, определяющая положение трубопровода на местности. Эта линия, нанесенная на карту или план местности, называется планом трассы. Кроме выбора трассы при проектировании трубопроводов решаются следующие задачи
• выбор оптимальных длин и диаметров выкидных линий и сборных коллекторов, отвечающих минимальным расходам металла, затратна их строительство и эксплуатационных затрат
• гидравлический, тепловой и механический расчет трубопроводов При проектировании систем сбора для парафинистых нефтей серьезное внимание следует уделить тепловым расчетам трубопроводов для определения необходимого числа печей для подогрева нефти и толщины теплоизоляции, предотвращающей потери теплоты в окружающее пространство БИЛЕТ № 43 Какие существуют способы перфорации скважин Максимальные толщины вскрываемого интервала при перфорации Существует четыре способа перфорации пулевая, торпедная, кумулятивная, пескоструйная
Первые три способа перфорации осуществляются на промыслах геофизическими партиями с помощью оборудования Пескоструйная перфорация осуществляется техническими средствами и службами нефтяных промыслов. При пулевой перфорации в скважину на электрическом кабеле спускается стреляющий пулевой аппарат, состоящий из нескольких (8 - 10) камор - стволов, заряженных пулями диаметром 12,5 мм. Каморы заряжаются взрывчатым веществом (ВВ) и детонаторами. При подаче электрического импульса происходит залп. Пули пробивают колонну, цемент и внедряются в породу. Существует два вида пулевых перфораторов перфораторы с горизонтальными стволами. В этом случае длина стволов мала и ограничена радиальными габаритами перфоратора перфораторы с вертикальными стволами с отклонителями пуль на концах для придания полету пули направления, близкого к перпендикулярному по отношению коси скважины. Пулевой перфоратор ПБ-2 собирается из нескольких секций. Вдоль секции просверлено два или четыре вертикальных канала, пересекающих каморы с ВВ, стволы которых заряжены пулями и закрыты герметизирующими прокладками. Верхняя секция - запальная имеет два запальных устройства. При подаче по кабелю тока срабатывает первое запальное устройство и детонация распространяется по вертикальному каналу вовсе каморы, пересекаемые этим каналом. В результате почти мгновенного сгорания ВВ давление газов в каморе достигает 2 тыс. МПа, под действием которых пуля выбрасывается.

Торпедная перфорация осуществляется аппаратами, спускаемыми на кабеле и стреляющими разрывными снарядами диаметром 22 мм. Внутренний заряд ВВ одного снаряда равен 5 г. Аппарат состоит из секций, в каждой из которых имеется по два горизонтальных ствола. Снаряд снабжен детонатором накольного типа. Приостановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда и растрескивание окружающей горной породы. Масса ВВ одной камеры - 27 г. Глубина каналов по результатам испытаний составляет 100 - 160 мм, диаметр канала - 22 мм. Нам длины фильтра обычно делается не более четырех отверстий, так как при торпедной перфорации часты случаи разрушения обсадных колонн. Пулевая и торпедная перфорации применяются ограниченно, так как все больше вытесняются кумулятивной перфорацией. Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел преграды достигается за счет сфокусированного взрыва. Такая фокусировка обусловлена коняческой формой поверхности заряда ВВ, облицованной тонким металлическим покрытием (листовая медь толщиной 0,6 мм. Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов - продуктов облицовки пробивает канал. Кумулятивная струя приобретает скорость в головной части до 6 - 8 км/с и создает давление на преграду до
0,15 - 0,3 млн. МПа. При выстреле кумулятивным зарядом в преграде образуется узкий перфорационный канал глубиной до 350 мм и диаметром в средней части 8 - 14 мм. Размеры каналов зависят от прочности породы и типа перфоратора. Все кумулятивные перфораторы имеют горизонтально расположенные заряды и разделяются на корпусные и бескорпусные. Корпусные перфораторы после их перезаряда используются многократно. Бескорпусные - одноразового действия. Однако разработаны и корпусные перфораторы одноразового действия, в которых легкий корпус из обычной стали используется только лишь для герметизации зарядов при погружении их в скважину.
2. На какие классы и типы делятся плавучие буровые средсва (ПБС)? Морские буровые установки. Самоподъемные буровые установки (СПБУ). Типы опорных колонн. Плавучие буровые средсва (ПБС) классы и типы ПБС и условия их применения. Плавучие буровые средства классифицируют по способу их установки над скважиной в процессе бурения, разделяя на два основных класса Опирающиеся при бурении на морское дно (относят плавучие БУ самоподъемного (СПБУ) и погружного
(ПУ) типов Находящиеся при бурении и освоении в плавучем состоянии (полупогружные буровые установки (ППБУ) и буровые суда (БС)).
Самоподъемные плавучие буровые установки (СПБУ) применяют преимущественно в разведочном бурении на морских нефтяных и газовых месторождениях в акваториях с глубинами вод 30—120 м. 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. Удаление районов буровых работ от береговых баз, сложность и малая скорость буксировки, а также небольшая автономность снижают эффективность использования полупогружных буровых установок. Поэтому для поискового и разведочного бурения в отдаленных районах применяют буровые суда (рис. Основным режимом эксплуатации буровых судов является бурение скважины (85—90% от всего времени эксплуатации судна.

В наше время, когда нефтегазовые ресурсы месторождений на суше уже значительно исчерпаны, освоение месторождений на континентальном шельфе способно обеспечить развитие мировой экономики углеводородами на долгие годы. Именно с этим в последние годы связан повышенный спрос на оборудование для морской добычи. Буровые платформы, эксплуатирующиеся в море обычно называют
перейти в каталог файлов