1. Энергия напора пластовых вод
 Скачать 4.08 Mb.
| Образовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей |
| Внутрипластовое горение Основы процессов Углеводороды обладают способностью вступать в экзотермические реакции с кислородом, что может быть использовано для получения тепла непосредственно в нефтяном пласте. В основу метода внутрипластового горения положен процесс горения части нефти, содержащейся в пористой среде, для увеличения подвижности несгоревших фракций. Горение обычно инициируется с помощью специального оборудования, позволяющего создать в призабойной зоне необходимый температурный уровень в дальнейшем процесс протекает в автономном режиме при постоянной подаче воздуха в одну или несколько скважин. Как правило, температура фронта горения превышает температуру насыщения водяного пара и находится в пределах от 400 до 600 С. Сухое прямоточное горение При сухом прямоточном горении его фронт вытесняет несгоревшие фракции сырой нефти, при этом наиболее тяжелые ее фракции, превратившиеся в углеродистый остаток, неправильно называемый коксом, сгорают в кислороде нагнетаемого воздуха. Область, остающаяся за фронтом горения, не содержит органических соединений. Внутрипластовое прямоточное горение в сочетании с заводнением При сухом прямоточном горении значительная доля тепловой энергии, накопленной в коллекторе, теряется в окружающих породах вследствие теплопроводности. После инициирования сухого горения можно совместить нагнетание в пласт воздуха и воды, что позволяет использовать существенную разность энтальпий воды и водяного пара для отбора тепловой энергии, аккумулированной в окрестности нагнетательной скважины, и переносить ее в области перед фронтом горения. Противоточное горение Если определить границы горения и его затухания в направлении перемещения жидкостей и газов в рассматриваемом объеме, то противоточное горение распространяется от центров добывающих скважин к районам с повышенной нефтенасыщенностью. Таким образом, жидкие фракции должны пересечь зону высокой температуры, где углеводороды претерпевают необходимые химические превращения. Наиболее легко окисляемые фракции сгорают в кислороде, а продукты пиролиза образуют остаток (кокс) напористом коллекторе в областях прохождения фронта горения. С какой целью производят замер продукции скважин На чем основан принцип работы «Спутников»? В процессе разработки месторождении работа добывающих скважин характеризуется их дебитами по нефти, газу и воде равномерностью подачи (или пульсирующим режимом темпом обводненности нефти и увеличением газовых факторов по отдельным скважинам. Таким образом, измерение количества нефти, газа и воды по отдельным скважинам имеет исключительно важное значение, как для техники и технологии сбора и подготовки скважинной продукции, таки для анализа контроля и регулирования за процессом разработки месторождения. При измерении продукции скважин помимо измерения дебитов скважин особое внимание должно уделяться измерению и анализу темпов обводненности нефти изменению газового фактора по каждой скважине. Продукция скважин на разных месторождениях измеряется по разному. Наиболее простыми и точными методами измерения расхода нефти и воды являются объемный и массовый способы. Объемный способ дает удовлетворительные результаты в случае однофазной жидкости, массовый же точнее учитывает дебит при добыче нефтегазовых смесей, поскольку газ из-за малой массы существенно не влияет на точность измерений. В зависимости от конкретных условий для замера дебитов скважин в системе сбора нефти и газа применяются различные автоматизированные установки * ЗУГ - замерные установки групповые * АГУ - автоматизированные групповые установки * АГЗУ - автоматизированные групповые замерные установки * блочные автоматизированные замерные установки типа Спутник. В настоящее время на нефтяных месторождениях широко применяются автоматические устройства для замера продукции скважин Спутник-А, Спутник-Б и Спутник-В. Принцип действия их по существу идентичный. Установки различаются последующим показателям рабочему давлению, числу подключаемых скважин, максимальным измеряемым дебитам скважин, количеству измеряемых параметров, номенклатуре и компоновке применяемого оборудования и приборов. Спутник - А предназначен для автоматического переключения скважин на замера также для автоматического измерения дебита скважин, подключенных к Спутнику, контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и автоматической блокировки скважин при аварийном состоянии. БИЛЕТ № 40 1. Какие различают методы воздействия на призабойную зону скважины Как осуществляется обработка скважины соляной кислотой Призабойная зона скважины (ПЗС) является областью, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. В этой области линии тока сходятся при извлечении жидкости и расходятся при закачке скорости движения жидкости, градиенты давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависит эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъем жидкости непосредственно в скважине. В процессе добычи нефти вся извлекаемая пластовая жидкость проходит через призабойные зоны добывающих скважин и вся нагнетаемая в пласты вода – через ПЗС нагнетательных скважин. Эти процессы происходят при температурах и давлениях, отличных от тех, при которых эти жидкости были первоначально на поверхности или в пласте. В результате в ПЗС, как в фильтре, могут откладываться как различные углеводородные компоненты – смолы, асфальтены, парафины и др. - , таки различные соли, выпадающие из растворов в результате нарушения термодинамического равновесия. Для снижения фильтрационных сопротивлений необходимо осуществлять мероприятия по воздействию на ПЗС для повышения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой области пласта. Все методы воздействия на ПЗС можно разделить натри основные группы химические, механические, тепловые. Кислотная обработка призабойных зон пласта. При кислотных обработках поступающая в пласт кислота вступает в реакцию с материалом породы – песчаником, доломитами и известняками и растворяют ее. В результате увеличиваются диаметры поровых каналов и возрастает проницаемость пористой среды. В зависимости от химического состава породы для обработки используют различные кислоты. Соляная кислота HCl хорошо взаимодействует с известняками CaCO3 и доломитами CaMg(CO3)2, растворяя их 2HCl + CaCO3 = CaCl2 + CO2 + H2O, 4HCl + CaMg(CO3)2 = CaCl2 + MgCl2 + 2CO2 + 2H2O. Хлористый кальций CaCl2 и хлористый магний MgCl2 – это соли, хорошо растворимые вводе. Углекислый газ CO2 также легко удаляется из скважины либо при давлении свыше 7,6 МПа растворяется вводе. В кислоте присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовать нерастворимые в растворе нейтрализованной кислоты осадки. Выпадение этих осадков в порах пласта снижает проницаемость ПЗС. Для обработки скважин готовится раствор соляной кислоты с содержанием чистой соляной кислоты в пределах 10-15% , так как при большом ее содержании нейтрализованный раствор получается очень вязким, что затрудняет его выход из пор пласта. К раствору соляной кислоты добавляют следующие реагенты 1. Ингибиторы – вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого раствор соляной кислоты транспортируют, перекачивают и хранят. Обычно ингибиторы добавляются в количестве до 1% в зависимости от типа ингибитора и его исходной концентрации. 2. Интенсификаторы – поверхностно-активные вещества (ПАВ, снижающие враз поверхностное натяжение на границе нефти – нейтрализованная кислота, ускоряющие и облегчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и от отреагированной кислоты. Добавка ПАВ увеличивает эффективность кислотных обработок. Учитывая потерю ПАВ на поверхности породы в результате абсорбции в головной части нагнетаемого раствора соляной кислоты, концентрацию реагента увеличивают примерно в 2 – 3 раза. 3. Стабилизаторы – вещества, необходимые для удерживания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции примесей раствора соляной кислоты с железом, цементом и песчаниками, а также для удаления из раствора соляной кислоты вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария H2SO4 + BaCl2 = BaSO4 + 2HCl. В этом случае раствор соляной кислоты HCl перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария BaCl2 . Образующийся сернокислый барий BaSO4 легко удерживается в растворе и удаляется из пор пласта в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции. Соляная кислота, взаимодействуя с глинами, образует соли алюминия, ас цементом и песчаником – гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок. Для устранения этого и используют стабилизаторы – уксусную CH3COOH и плавиковую HF (фтористоводородную) кислоты, а также ряд других. Добавление плавиковой кислоты HF в количестве 1-2% предупреждает образование геля кремниевой кислоты, закупоривающего поры коллектора, и способствуют лучшему растворению цементной корки. Уксусная кислота удерживает в растворенном состоянии соли железа и алюминия и сильно замедляет реакцию раствора соляной кислоты с породой, что позволяет закачать концентрированный раствор соляной кислоты в более глубокие участки пласта. Рабочий раствор кислоты готовят на центральных промысловых кислотных базах или редко у скважины. Существует строгая последовательность операции приготовления кислоты. Для приготовления рабочего раствора в расчетное количество воды вводят сначала ингибитор и стабилизатора затем техническую соляную кислоту. После перемешивания добавляют хлористый барий, снова перемешивают до исчезновения хлопьев хлористого бария, что контролируется анализом проб. Затем добавляют интенсификатор, перемешивают снова и далее дают возможность раствору отстояться до полного осветления и осаждения сернокислого бария. Кислотные ванны применяются во всех скважинах с открытым забоем после бурения и при освоении, для очистки поверхности забоя от остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод. Для скважин, забой которых обсажен колонной и перфорирован, кислотные ванны проводить не рекомендуют. Объем кислотного раствора должен быть равен объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала, а башмак НКТ, через который закачивают раствор, спускается до подошвы пласта или забоя скважины. Применяется раствор соляной кислоты повышенной концентрации, так как его перемешивания на забое не происходит. Простые кислотные обработки – наиболее распространенные, осуществляются задавкой раствора соляной кислоты в призабойную зону скважины. При многократных обработках для каждой последующей операции растворяющая способность раствора должна увеличиваться за счет наращивания объема закачиваемого раствора, повышения концентрации кислоты, а также и за счет увеличения скорости закачки. Простые кислотные обработки осуществляются с помощью одного насосного агрегата в тщательно промытой и подготовленной скважине без применения повышенных температур и давления. При парафинистых и смолистых отложениях в НКТ и на забое их удаляют промывкой скважины соответствующими растворителями керосином, пропан-бутановыми фракциями и другими нетоварными продуктами предприятий нефтехимии. Приоткрытом забое кислотная обработка проводится только после кислотной ванны. После закачки расчетного объема раствора кислоты в НКТ закачивают продавочную жидкость в объеме, равном объему НКТ. В качестве продавочной жидкости обычно используется нефть для добывающих скважин и вода с добавкой ПАВ для нагнетательных скважин. В процессе закачки раствора соляной кислоты уровень ее в межтрубном пространстве поддерживается у кровли пласта. Кислотная обработка под давлением. При простых соляно- кислотных обработках (СКО) кислота проникает в хорошо проницаемые прослои, улучшая их и без того хорошую проницаемость. Плохо проницаемые прослои остаются неохваченными. Поэтому применяют кислотные обработки под повышенным давлением. При этом четко выраженные высокопроницаемые прослои изолируются пакерами или предварительной закачкой в эти прослои буфера – высоковязкой эмульсии типа кислота в нефти. Таким способом при последующей закачке кислотного раствора можно значительно увеличить охват пласта по толщине воздействием кислоты. Кислотная обработка под давлением обычно является третьей операцией после ванн и простых СКО. Предварительно на скважине проводятся обычные подготовительные мероприятия удаление забойных пробок, парафиновых отложений, изоляция обводнившихся прослоев или создание на забое столба тяжелой жидкости в пределах обводнившегося низа скважины. Обычно перед проведением СКО под давлением продуктивный пласт изучается для выявления местоположения поглащающих прослоев и их толщины. Для предохранения обсадной колонны от высокого давления у кровли пласта на НКТ устанавливают пакер с якорем. Для изоляции или для снижения поглотительной способности высокопроницаемых прослоев в пласт нагнетают эмульсию. Эмульсию приготавливают прокачкой смеси 10-12%-ного раствора соляной кислоты и нефти центробежным насосом из одной емкости в другую. Эмульсия обычно составляется из 70% по объему раствора соляной кислоты и 30% нефти. В зависимости от способа и времени перемешивания можно получить эмульсии различной вязкости. Обычно нам толщины высокопроницаемого прослоя необходимом эмульсии. Рабочий раствор закачивается в тех же объемах, что и при простых СКО. Эмульсия в объеме НКТ и подпакерного пространства закачивается приоткрытом затрубном пространстве и негерметизированном пакере. Затем спущенным на НКТ пакером герметизируют кольцевое пространство, ив пласт закачивается оставшийся объем эмульсии под меньшим давлением. После эмульсии закачивается рабочий раствор соляной кислоты объемом, равным внутреннему объему НКТ, также при умеренном давлении, а по достижении кислотой башмака НКТ закачка продолжается на максимальных скоростях для создания на забое необходимого давления. После рабочего раствора соляной кислоты без снижения скорости закачивается продавочная жидкость объемом равным объему НКТ и подпакерного пространства. Время выдержки раствора для полной нейтрализации такое же, как и при простых СКО. После выдержки пакер с якорем и НКТ извлекаются, и скважина пускается в эксплуатацию. 2 Инженерно-геологические изыскания морского дна 3. Для чего применяют промысловые дожимные компрессорные станции Какие существуют основные типы компрессорных агрегатов Назначение ДКС Промысловые дожимные компрессорные станции. сжатие газа до необходимого давления - при подаче газа в МГ ( магимтральный газопровод) это давление может изменяться от 3,7 до 10 МПа в процессе транспортирования газа на химические комбинаты, ТЭЦ, сажевые заводы, на технологические нужды промышленных предприятий давление у потребителя изменяется от 0,5 до 1,7 МПа при работе УКПГ давление обрабатываемого газа может достигать 8 МПа увеличение газоотдачи пласта понижением давления на всем пути движения газа из пласта до приемного коллектора ДКС ив самой залежи практика показывает, что в бескомпрессорный период эксплуатации газовых месторождений можно отобрать % от начальных запасов газа в них, в компрессорный же период эксплуатации — еще 20—30 %; увеличение дебитов добывающих скважин уменьшением забойного давления и, следовательно, увеличением депрессии улучшение технико-экономических показателей начального участка МГ большой протяженности или МГ небольшой длины. Приуменьшении давления газа на приеме ДКС р пр увеличивается мощность силового привода N для сжатия газа, уменьшается подача одного компрессора (рис. 11.4). При постоянном расходе отбираемого из залежи газа Q возрастает как число ступеней сжатия газа, таки число компрессоров, работающих параллельно водной ступени. Увеличение мощности ДКС позволяет уменьшить время извлечения из месторождения заданного объема газа. При одинаковом объеме добытого газа. доб - С > Б > Аи С > Б > t А Эксплуатация промысловой ДКС характеризуется - непрерывно изменяющейся степенью сжатия (степень сжатия компрессорахарактеризуется отношением давления на выходе из компрессора к давлению на приеме r = Р вык / Р пр, - расходом перекачиваемого газа одним компрессором и всей станцией, - увеличением числа компрессоров, - сложной технологической схемой их компоновки, - необходимостью регулирования компрессоров для уменьшения удельной мощности на сжатие газа. Основные типы компрессорных агрегатов Для сжатия газа до заданного давления на промысловых ДКС можно использовать поршневые, центробежные и винтовые компрессоры. Поршневые компрессоры - это машины статического сжатия газа уменьшением объема, занимаемого постоянной массой газа. Практика показывает, что поршневые компрессоры рациональнее использовать на ДКС в тех случаях, когда степень сжатия больше двух (r 2), давление на приеме достаточно высокое (Р пр 3МПа), а расход газа относительно небольшой. Число ступеней сжатия на ДКС для компрессоров, работающих последовательно, можно определить по формуле 0 lg / lg r p p n c , (11.1) где r 0 - степень сжатия водном компрессоре. Число компрессоров, работающих параллельно при одной ступени сжатия можно определить с учетом мощности n= N/N 0 , (11.2) где N и N 0 – общая мощность, необходимая для политропного процесса сжатия до необходимого давления, и мощность силового привода, выбранного типа компрессора. Поршневые компрессоры (газопоршневые агрегаты – ГПА) характеризуются большими металлозатратами и удельной площадью (удельная масса агрегата на 1 кВт силового привода составляет 28-62 кг, масса агрегатов различных модификаций колеблется от 25 дот, удельная площадь цехам на 100 кВт. Для перекачки газа используют поршневые ГПА двух типов 1) Газомоторкомпрессоры (ГМК), состоящие из газового двигателя и поршневого компрессора, соединенных одним коленчатым валом Комбинированные (спаренные) агрегаты, состоящие из газового или электрического двигателя и соединяемого с ним через муфту или отдельного поршневого компрессора. Применение ГМК эффективнее, чем комбинированных агрегатов Центробежные компрессоры – это машины динамического сжатия газа в результате значительного увеличения скорости его движения с последующим превращением кинетической энергии потока в потенциальную энергию давления в диффузорах. Зная общую степень сжатия на ДКС r 0 = Р вык / Р пр, число ступеней сжатия n с, можно определить степень сжатия водной ступени, (11.3) а затем рассчитать производительность и мощность. Приводом для центробежных компрессоров может служить авиационная турбина, переоборудованная на газовое топливо. Этот газоперекачивающий агрегат обладает высоким коэффициентом готовности, полной автоматизацией работы, автономностью, легкостью замены компрессора или турбины, дистанционным управлением. Удельная масса центробежных компрессоров со стационарным газотурбинным приводом составляет 8-19 кг на 1 кВт, с авиационным двигателем 0,3-0,8 кг на 1 кВт. Винтовые компрессоры принадлежат к классу объемных (поршневых) машин, повышающих давление сжимаемого газа уменьшением объема рабочей полости компрессора в цикле процесса сжатия. Винтовые компрессоры характеризуются отсутствием функциональной связи между их подачей и степенью сжатия газа высоким совершенством процесса сжатия газа, вследствие того, что не происходит соприкосновения и трения роторов незначительными газодинамическими потерями давления газа на входе и выходе (так как отсутствуют клапаны и мертвые пространства малой пульсацией газового потока прямоточностью движения газа быстроходностью. Винтовые компрессоры по своим параметрам превосходят поршневые и при тех же значениях подачи и степени сжатия газа имеют меньшие массу и габариты – соответственно в 10-100 ив раз. Требования к газоперекачивающим агрегатам высокий кпд. компрессора при широком изменении степени сжатия газа и его схода большая степень сжатия газа водной ступени (агрегата) для уменьшения числа машин, работающих последовательно большая подача одного компрессора для уменьшения числа машин, работающих параллельно возможность регулирования подачи и степени сжатия газа в агрегате для полного использования мощности силового привода привод дожимного компрессора должен иметь небольшие массу на единицу мощности и габариты, допускать полную автоматизацию работы и дистанционное управление компрессорные агрегаты должны быть транспортабельными, размещаться в легких сооружениях сборного типа высокая надежность и большой ресурс работы основных элементов низкий уровень шума и вибраций высокий уровень заводской готовности и комплектности, блочность исполнения. Размещение ДКС на УКПГ зависит от давления максимальной конденсации процесса, метода извлечения из газа углеводородньх и неуглеводородных компонентов, географических и климатических условий района расположения месторождения. В определенных условиях конкретных месторождений рациональным может быть размещение ДКС первой ступени сжатия газа до БТДА-5/100, второй — после турбохолодильной установки. 4. Что такое коэффициент вытеснение нефти водой и как он определяется А.П. Крыловым предложена простая приближения формула для определения наивыгоднейшего давления нагнетания , 100 10 ТР н э с наг р р Н C t С p (8) где С с стоимость одной нагнетательной скважины коэффициент полезного действия насосной установки средняя продолжительность работы каждой нагнетательной скважины, ч количество энергии, необходимой для сжатиям воды на 1 МПа, (Дж/м 3 )МПа; С- стоимость 1 Дж энергия К- коэффициент продуктивности нагнетательной скважины, (м 3 /сут)/МПа. Коэффициент продуктивности. c H B B r h k K ln 2 (9) Поскольку величина еще неизвестна, а подлежит определению в дальнейшем, ею можно задаться ориентировочно. Определив по формуле (8) оптимальное давление нагнетания, нужно подобрать тип насосов, способных обеспечить давление, по возможности наиболее близкое к этому назначению, и установить рабочее давление нагнетания. Затем, подсчитав забоиное давление нагнетательных скважин, по уравнениями) находят число нагнетательных скважин и приемистость одной скважины. Коэффициент вытеснения нефти водой Коэффициент вытеснения нефти -- отношение объема нефти, вытесненной каким-либо агентом из образца породы или модели пласта до полного насыщения этим агентом получаемой продукции, к начальному объему нефти, содержащейся в образце породы или модели пласта. Коэффициент нефтеотдачи можно представить в виде произведения:К = Квыт * Кохв,Где Квыт -- коэффицент вытеснения, Кохв -- коэффициент охвата пласта заводнением.Коэффициент охвата пласта заводнением неоднородного пласта зависит от параметра:мо = (кв/мв)/(кн/мн), где кв и кн -- фазовые проницаемости соответственно для воды и нефти, мв и мн -- вязкость соответственно воды и нефти. 5. Какие существуют отличия в системах сбора и транспорта нефти на месторождениях на море и на суше Какие вызнаете разновидности систем сбора на морских месторождениях? В настоящее время большие перспективы для развития нефтяной и газовой промышленности республики Казахстан связываются с разработкой месторождений на шельфе Каспийского моря. В мире накоплен достаточной большой опыт разработки морских месторождений. Имеются разнообразные системы сбора и подготовки скважинной продукции на морских нефтегазовых месторождениях в условиях мелководья и глубоководных площадей вблизи от берега и на значительном удалении от него. На глубине моря дом наиболее часто применяют намывные гидротехнические сооружения в виде искусственных дамб или островов, эстакад, с примыкающими к ним площадками, а на больших глубинах – стационарные платформы. Насыпные дамбы строятся на мелководье из камня, щебня и песка, для защиты от размыва боковые части дамб защищают бетонными плитами или крупноблоковым камнем. По центру дамбы формируется проезжая часть, рядом с дамбами намываются площадки, с которых разбуриваются кусты скважин. С увеличением глубины дамбы переходят в эстакады. Рис. 6.4. Система сбора высокопарафинистой нефти. Эстакады представляют собой мостовые сооружения, собранные из ферм, установленных на металлических трубчатых сваях, забитых в морское дно. Непосредственно к эстакаде примыкают площадки под скважины, пункты сбора нефти и газа и резервуары для нефти, размещения вспомогательных и бытовых объектов. Эстакады бывают двух типов прибрежные, расположенные вблизи от берега и имеющие с ним надводную связь открытые морские эстакады, расположенные вдали от берега и не имеющие с ним надводной связи. Для морских месторождений, расположенных вблизи от берега, проектируется прокладка выкидных линий скважин по эстакаде вдоль дороги или по специальным опорам для трубопроводов на автоматизированные групповые установки (АГЗУ), расположенные на берегу. После замера продукция скважин по одному или двум сборным коллекторам транспортируется на береговой ЦПС. Вода после отделения от нефти и соответствующей подготовки возвращается на месторождение для закачки в пласт по трубопроводам, проложенным вдоль эстакад параллельно выкидным линиям. Рис. 6.5. Система сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вблизи от берега. Сбор нефти газа и воды на морских месторождениях, расположенных вдали от берега. По мере удаления от берега требуется все большее давление на устье скважин для продвижения продукции скважин к береговым пунктам сбора, это приводит к снижению дебита скважин, поэтому для удаленных от берега месторождений нефтесбор организуется непосредственно на площадках отдельных морских оснований или на ответвлениях от основной магистрали эстакады. На пункте нефтегазосбора осуществляется сепарация нефти от газа, воды и песка, после чего нефть и газ транспортируются на берег по подводным трубопроводам. На месторождениях весьма отдаленных от берега, на специальном основании сооружается парк товарных резервуаров для накопления товарной нефти, на этом же основании устанавливается насосное оборудование и причальные сооружения для налива нефти в танкер. Наибольшее распространение для разработки и эксплуатации морских нефтяных и газовых месторождений вдали от берега и на глубинах дом нашли стационарные эксплуатационные платформы, состоящие из основания и надводной платформы. Основания эксплуатационных платформ выполнены в виде металлических или железобетонных сооружений, на которых установлена надводная часть платформы. Стационарные платформы бывают свайные и гравитационные. Ограниченная площадь платформ создает определенные трудности по размещению эксплуатационного оборудования для сбора и подготовки скважинной продукции. Для этой цели площадь эксплуатационной платформы условно разбивают на площадки, в пределах которых размещают только определенные виды оборудования в зависимости от их функционального назначения и пожароопасности устья скважин, сепараторы без нагревателей прямого подогрева, емкости для хранения нефти, нагреватели прямого подогрева, насосно- компрессорное оборудование, жилые помещения для обслуживающего персонала. Если попутной воды для ППД недостаточно, то осуществляется подъем на платформу морской воды с соответствующей обработкой ее перед закачкой в скважины. Обработка морской воды перед закачкой в пласты включает очистку ее от спор водорослей и бактерий, а также добавление в нее антикоррозийных препаратов. Если в продукции скважин морских месторождений содержится песок, то это накладывает определенные требования к выбору технологического оборудования и к технологическим схемам отделения песка и дальнейшей его очистки. Песок отделяют от продукции скважин в гидроциклонных сепараторах непосредственно на устьях скважин или в резервуарах – осадителях после отделения нефти от газа. В качестве сепараторов первой и второй ступени применяют вертикальные сепараторы, которые легче отделять от песка, чем горизонтальные аппараты. Для разделения нефти и воды применяют динамические отстойники с коническим днищем. Водопесчаную смесь в виде пульпы подают на гидроциклонную установку. Очищенный от нефти и промытый от ПАВ песок сбрасывают в морене нанося вреда флоре и фауне. БИЛЕТ № 39 1. Какие различают методы воздействия на призабойную зону скважины Как осуществляется термокислотная обработка призабойной зоны скважины Призабойная зона скважины (ПЗС) является областью, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. В этой области линии тока сходятся при извлечении жидкости и расходятся при закачке скорости движения жидкости, градиенты давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависит эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъем жидкости непосредственно в скважине. Важно сохранить ПЗС в таком состоянии, чтобы энергия, расходуемая на преодоление фильтрационных сопротивлений ПЗС, была бы мала как при отборе жидкости из пласта, таки при нагнетании в пласт. Бурение скважины уже влияет на напряженно-деформированное состояние горной породы призабойной зоны. Перфорация обсадной колонны сопровождается кратковременным воздействием на ПЗС ударных волн различных частот, которые воздействую на кристаллы, слагающие породу, и вызывают пьезоэлектрический эффект (эффект возникновения поляризации диэлектрика под действием механических напряжений) на гранях этих кристаллов. Возникающее электрическое поле, в зависимости от его полярности, интенсивности и продолжительности существования, может либо тормозить, либо способствовать фильтрации, влиять на формирование аномальных жидкостных слоев на границе с поверхностью пор пласта. В процессе добычи нефти вся извлекаемая пластовая жидкость проходит через призабойные зоны добывающих скважин и вся нагнетаемая в пласты вода – через ПЗС нагнетательных скважин. Эти процессы происходят при температурах и давлениях, отличных от тех, при которых эти жидкости были первоначально на поверхности или в пласте. В результате в ПЗС, как в фильтре, могут откладываться как различные углеводородные компоненты – смолы, асфальтены, парафины и др. - , таки различные соли, выпадающие из растворов в результате нарушения термодинамического равновесия. Для снижения фильтрационных сопротивлений необходимо осуществлять мероприятия по воздействию на ПЗС для повышения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой области пласта. Все методы воздействия на ПЗС можно разделить натри основные группы химические, механические, тепловые. Термокислотная обработка. Призабойная зона скважины обрабатывается горячей кислотой, нагрев которой происходит в результате экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами в специальном реакционном наконечнике, расположенном на конце НКТ, через который прокачивается рабочий раствор соляной кислоты. Существуют два вида обработки. Термохимическая обработка призабойной зоны скважины – обработка горячей кислотой, при которой для растворения магния подается избыточное количество кислоты для растворения карбонатов породы пласта так, чтобы сохранялась концентрация соляной кислоты 10-12%. Термокислотная обработка призабойной зоны скважины – сочетание термохимической и непрерывно следующей за ней кислотной обработки ПЗС. Кислотная обработка может быть как обычной, таки под давлением. При каких условиях примененяются плавучие буровые средства (ПБС)? Удалених 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 фактором, влияющим на выбор типа плавучих буровых средств, является глубина моря на месте бурения. Дог самоподъемные буровые установки использовались для бурения скважин при глубинах 15—75 м, в настоящее время — дом и более Плавучие установки полупогружного типа с якорной системой удержания над устьем бурящейся скважины применяются для производства геологоразведочных работ при глубинах акваторий дом и более. Буровые суда, благодаря более высокой маневренности и скорости перемещения, большей автономности по сравнению с ППБУ, используются при бурении поисковых и разведочных скважин в отдаленных районах при глубинах акваторий дом и более. Имеющиеся на судах большие запасы расходных материалов, рассчитанные на 100 дней работы установки, обеспечивают успешное бурение скважина большая скорость передвижения судна — быструю их перебазировку с пробуренной скважины на новую точку В отличие от ППБУ для БС имеются большие ограничения в работе в зависимости от волнения моря Так, при бурении вертикальная качка буровых судов допускается дома для ППБУ — дом. Так как ППБУ обладает большей остойчивостью (за счет погружения нижних понтонов на расчетную глубину) по сравнению с буровыми судами, то вертикальная качка ППБУ составляет 20—30 % от высоты волны. Таким образом, бурение скважин с ППБУ осуществляют при значительно большем волнении моря, чем при бурении с БС. К недостаткам полупогружной плавучей буровой установки можно отнести малую скорость передвижения с пробуренной скважины на новую точку. 3 Как рассчитывают промысловые газопроводы Как определяют пропускную способность шлейфов и коллекторов? Выкидные линии (шлейфы) от скважины до трапного парка проложены из мм насосно-компрессорных труб на глубине 0,9 мот поверхности земли. Расчет промысловых газопроводов. Определение пропускных способностей шлейфов и коллекторов. Газопроводы от скважин до газосборного коллектора или УКПГ называются шлейфами. При обосновании диаметра шлейфа также учитываются термодинамические условия. Шлейф может играть роль холодильника газа, выходящего из скважины с температурой, большей температуры грунта на уровне укладки шлейфа, или подогревателя, если температура газа, выходящего из скважины, меньше температуры грунта. Обычно внутренний диаметр шлейфа единичной скважины равен 102, 125 или 150 мм. При движении газа с куста скважин до УКПГ диаметр выкидной линии равен 200, 325 и даже 426 мм (сеноманская залежь Уренгойского газоконденсатного месторождения. Промысловый газосборный коллектор рассчитывается как сложный газопровод с подключением по пути газовых линий. Внутренний диаметр промыслового газосборного коллектора определяется наконец компрессорного периода эксплуатации месторождения с постоянным суточным отбором газа. Давление газа вначале газосборного коллектора р принимается равным давлению обработки газа на УКПГ, ближайшей к началу газосборного коллектора, давление газа в конце газосборного коллектора р принимается равным давлению газа на приеме промысловой дожимной компрессорной станции (головной КС), часто расположенной на ПГСП в конце газосборного коллектора. Обычно промысловый газосборный коллектор строится из труб с диаметрами от 500 до 1420 мм.Толщина стенки труб промыслового газосборного коллектора рассчитывается подавлению газа на УКПГ в первый год эксплуатации месторождения, несколько превышающему давление газа вначале магистрального газопровода (5,6 или МПа. Расчет сложной внутри- и межпромысловой газосборной сети при большом числе скважин, ГСП или УКПГ, дожимных компрессорных станций, при значительной протяженности промысловых и межпромысловых коллекторов с неустановившимся режимом течения газа в них представляет собой сложную комплексную оптимизационную задачу. В современных условиях она решается методами динамического программирования с использованием в расчетах ЭВМ. 4. Какие существуют виды заводнения пластов? Законтурное заводнение приконтурное заводнение (ПКЗ), площадное заводнение, очагово-избирательное заводнение. осевое разрезание комбинированных или смешанных систем заводнения – при сочетании ЗКЗ с ВКЗ. Первоначально применение заводнения связывалось в основном с закачкой воды в нагнетательные скважины, расположенные за контуром нефтеносности (законтурное заводнение. Законтурное заводнение в принципе может быть более эффективно, чем внутриконтурное, так как при этом нефть вытесняется совместимой пластовой водой. Однако опыт разработки выявили определенные недостатки законтурного заводнения. Из-за плохих пластов в приконтурных зонах и повышения вязкости нефти в них пришлось бурить много лишних нагнетательных скважин. Для крупных месторождений применение законтурного заводнения обуславливало консервацию значительных запасов нефти в центральных частях месторождения, низкие темпы добычи нефти и др. В случае  перейти в каталог файлов | Образовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей |