1. Энергия напора пластовых вод
 Скачать 4.08 Mb.
| Образовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей |
| Режим постоянного дебита Этот режим удобен сточки зрения осуществления на практике. Он применяется для крепких коллекторов до тех пор, пока градиент давления не достигнет опасного значения.Режим постоянного забойного давления применяют в тех случаях, когда нежелательно дальнейшее снижение забойного давления, например, в случаях выпадения конденсата на забое скважины. Режим постоянного давления на головке скважины является разновидностью режима const Р З , более удобным для осуществления на практике. Он применяется в бескомпрессорный период эксплуатации, для поддержания в газопроводе постоянного давления, а также для осуществления низкотемпературной сепарации.Режим постоянной скорости на забое const P Q С З применяется в случаях, если происходит разрушение коллектора, а также в случае большого выноса с забоя скважины твердых частиц и прискважинное оборудование не в состоянии эффективно очистить струю газа. 4. Что такое приемистость нагнетательных скважин Среднюю приемистость одной нагнетательной скважины можно определить по формул c H в н зн в H r Р P h k q ln ) ( 2 (4) где кв фазовая проницаемость для воды в призабойной зоне нагнетательной скважины (обычно кв к, где к – абсолютная проницаемость – толщина пласта у н – половина расстояния между нагнетательными скважинами;Р зн , – соответственно давление на забое нагнетательной скважины и среднее давление на линии нагнетания тр наг зн Р Н Р Р 10 ; (5) Н – средняя глубина скважины;Р наг – давление на выкиде насоса;Р тр – потери давления на трение в водоводах и стволе скважина;о – коэффициент загрязнения призабойной зоны нагнетательной скважины.Соотношение (1) нельзя использовать непосредственно для определения приемистости, так как в него входит неизвестная величина у н, n Q q H H , (6) где L – длина рассматриваемого участка линии нагнетания n – число нагнетательных скважин на выбранном участке Q H – суммарное количество закаченной воды на этом же участке. Подставляя (3) в (1), получим n r L Р Р h k Q n c н зн B H ln 2 ln ) ( 2 (7) Очевидно имеется какое- тов полнее определенное число скважин и определенное давление на выкиде насосов, которые обеспечивают получение минимальных общих затратна заводнение. Отсюда ясно, что правильный выбор давления нагнетания имеет большое значение 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. Какими свойствами характеризуются нефтяные эмульсии Что такое плотность, вязкость и дисперсность нефтяной эмульсии Под нефтяными эмульсиями понимают механическую смесь нефти и пластовой воды, нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии. Нефтяные эмульсии характеризуются следующими свойствами дисперсность, вязкость, плотность, и электрические свойства.Дисперсность эмульсий - это степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсионной среде. Дисперсность эмульсий во многом определяет другие свойства эмульсий. Дисперсность эмульсий обычно характеризуется тремя величинами диаметром капелек d коэффициентом дисперсности D =1/d удельной поверхностью S уд (отношение суммарной поверхности частиц к их общему объему. Удельная поверхность всякой дисперсной системы S уд равна суммарной поверхности этой системы S, деленной на суммарный объем этой системы V. Удельную поверхность эмульсий, содержащих в дисперсной фазе сферические частицы диаметром d можно определить по формуле Sуд d d d 2 3 6 6 (4.1) те. удельная поверхность обратно пропорциональна размеру частиц. Вязкость эмульсий нельзя представить как суммарную вязкость нефти и воды, те. э н + вона зависит от вязкости нефти, температуры образования эмульсии, количества воды, диаметра капель дисперсной фазы в дисперсионной среде.Вязкость нефтяных эмульсий, как и вязкость парафинистых нефтей не подчиняется закону Ньютона, а изменяется в зависимости от градиента скорости хи называется кажущейся вязкостью * . Увеличение содержания воды в нефтяной эмульсии приводит к увеличению кажущейся вязкости до точки инверсии те. превращения одного типа эмульсии в другой.Эйнштейн предложил формулу для определения вязкости эмульсий 0 = (1 + 2,5 ) , где 0 - вязкость дисперсной системы ; - вязкость дисперсионной среды - отношение объема диспергированного вещества к общему объему системы (для эмульсий типа В/Н это процент обводненности) На практике вязкость нефтяной эмульсии можно определить при помощи вискозиметра. Плотность эмульсий.Плотность эмульсий определяется методами, принятыми для жидкостей, с учетом процентного содержания воды в нефти по их известным плотностям последующей формуле э q в q н 1 0 01 1 0 01 , , (4.2) где э, н, в - плотность эмульсии, нефти и воды соответственно Электрические свойства эмульсий Нефть и вода в чистом виде являются диэлектриками. Однако даже при незначительном содержании вводе растворенных солей или кислот, ее электропроводность увеличивается многократно. Поэтому электропроводность нефтяной эмульсии обуславливается количеством воды, степенью дисперсности, количеством солей и кислот. Экспериментально установлено, что в нефтяных эмульсиях, помещенных в силовое поле, капли воды располагаются вдоль силовых линий, что приводит к резкому увеличению электропроводности. Данное свойство и послужило причиной использования электрического поля для разрушения эмульсий. БИЛЕТ № 36 1. Какие различают тепловые методы воздействия на призабойную зону скважины? Тепловая обработка призабойной зоны скважины целесообразна при добыче тяжелых вязких нефтей или нефтей с высоким содержанием парафина и асфальтосмолистых компонентов. Повышение продуктивности скважин при тепловом воздействии определяется следующими явлениями растворением отложившихся на стенках поровых каналов парафинов и асфальтено-смолистых веществ, изменением реологических свойств нефти, возникновением термических напряжений и микроразрушением горных пород. При повышении температуры выпавшие парафинистые и асфальтено-смолистые вещества растворяются в нефти, в результате этого увеличивается радиус поровых каналов и, соответственно, проницаемость пористой среды. Кроме того, проницаемость может возрасти за счет образования микротрещин при нагреве. Призабойную скважину прогревают закачкой пара, термохимическим воздействием или с помощью скважинного электронагревателя. Скважинный электронагреватель спускают в скважину на кабель-тросе. Для его спуска и подъема применяют самоходную установку СУЭПС-1200 (самоходная установка электропрогрева скважин глубиной дом. Электротепловую обработку призабойной зоны производят периодически. При паротепловой обработке призабойной зоны пласт нагревают за счет закачиваемого в него перегретого водяного пара..В скважину, выбранную для паротепловой обработки, спускают насосно-компрессорные трубы с термостойким пакером, который устанавливают над верхними отверстиями фильтра. Пакер изолируют фильтровую зону, через которую проходит пар, от эксплуатационной колонны и предохраняют ее от высокой температуры нагнетаемого в скважину пара.Пар для теплового прогрева призабойной зоны получают от парогенераторных установок. Существенным фактором, ограничивающим применение паротеплового воздействия, является глубина скважины, которая обусловливает значительные теплопотери. При достаточной глубине скважины на забой будет поступать сконденсированная вода, вследствие чего эффективность воздействия снижается. В скважинах, добывающих парафинистые нефти, обычно происходит запарафинирование насосно-компрессорных труб, уменьшение их внутреннего диаметра. В результате гидравлические потери возрастают, что приводит к снижению дебита. Для депарафинизации НКТ в скважинах и выкидных линиях используют пар, который получают в передвижных паровых установках ППУ, монтируемых на шасси автомобилей. Для чего предназначены водоотделяющие колонны ВОДООТДЕЛЯЮЩАЯ КОЛОННА — элемент подводно-устьевого оборудования скважины, служащий для соединения подводного устья с роторным столом буровой установки плавсредства (платформы, судна. Изолирует от толщи воды направляемую в устье скважины бурильную колонну, инструменты и позволяет вести морское бурение с замкнутой циркуляцией бурового раствора. Водоотделяющая колонна состоит из отдельных звеньев труб диаметром 400-600 мм и более, длиной 8-12 мс замковыми соединениями. При смещениях плавсредства водоотделяющая колонна испытывает растягивающие, сжимающие и изгибающие усилия. Прочность водоотделяющей колонны обеспечивается скользящими телескопическими и натяжными гидравлическими устройствами и шарнирным узлом. Телескопическое соединение, компенсирующее изменение длины водоотделяющей колонны, представляет собой две трубы, входящие одна в другую и уплотнённые специальной манжетой. Наружная труба телескопического компенсатора соединяется муфтой с последним звеном водоотделяющей колонны и натягивается с помощью четырёх канатов системы натяжения. Внутренняя труба подвешивается к балкам роторного стола, на верхнем её конце располагается воронка с патрубком для подачи бурового раствора в систему очистки. Гидравлическое устройство устанавливается на палубе и состоит из гидроцилиндров, встроенных в полиспастную систему, за счёт которых ход каната, создающего постоянные растягивающие усилия в водоотделяющей колонне, независимо откачки плавсредства увеличивается в 4 раза. Свободный конец через систему блоков прикрепляется к наружной трубе телескопического соединения, натягивая водоотделяющую колонну. Натяжное устройство с использованием канатов может передавать усилие дот каждый при длине хода канатам. Нижняя часть колонны — соединительный элемент, в состав которого входят шаровой шарнир для компенсации угловых отклонений водоотделяющей колонны и блок превенторов противовыбросового оборудования с муфтами для соединения водоотделяющей колонны с устьем скважины. По всей длине водоотделяющие колонны оборудуют дополнительным трубопроводом малого диаметра для глушения скважины, а также многоканальными шлангами для оперативного контроля за работой подводно-устьевого оборудования (дистанционное открытие и закрытие плашек превенторов и гидравлической муфты шарового шарнира. Длина водоотделяющей колонны определяется глубиной воды в точке бурения. Опора такой платформы состоит только из одной цилиндрической колонны большого диаметра, собранной из четырех секций нижней, заглубленной в морское дно и заполненной бетоном двух промежуточных, заполненных в рабочем положении водой верхней, часть которой находится под водой. На колонне над поверхностью моря на расстоянии, недоступном действию волн, смонтирована собственно платформа, на которой размещены буровые вышки и другое оборудование для бурения и эксплуатации скважин, жилые и складские помещения. Конструкция платформы приведена на риса а б в а б в Рисунок 3.2. Одноколонные платформы а) для бурения скважин б) для бурения и хранения в) качающаяся платформа1-надводная часть полая колонна основание отсеки для баласта и нефти- универсальное соединение понтоны 3. Какие промысловые установки используются для проведения исследования газоконденсатных скважин? Скважины газоконденсатных месторождений исследуют с целью получения характеристик добываемой продукции путем анализа проб газа, определения количества сырого конденсата, выделяющегося из газа на поверхности при различных режимах эксплуатации скважины и условиях выделения конденсата В процессе исследования обычно применяют передвижные установки двух типов:1)Нетермостатируемые высокой промышленной производительности) термостатируемые, через которые пропускается только небольшая часть отбираемого из скважины газа. Обычные установки дают промышленную, общую характеристику скважины. Термостатируемые позволяют получить изотермы и изобары конденсации, коэффициенты Джоуля—Томсона, количество жидкости, которое может выделиться из газа после ее отделения приустьевых значениях давления и температуры.Для получения полной характеристики работы газоконденсатных скважин и ее продукции используют передвижные и стационарные установки Установка, смонтирована на двухосном автоприцепе и подключена к скважине с помощью стальных шарнирных труб. Три регулируемых штуцера позволяют создавать на сепараторах разное давление. Охлаждение газа в термостатируемой установке осуществляется при дросселировании газа высокого напора. Для его подогрева используют электронагреватели. Отношение количества выделившегося в сепараторах конденсата к количеству протекшего газа дает основную характеристику продукции скважины — удельное конденсатосодержание (конденсатогазовый фактор- КГФ)—(г/м3 или см3/м3) при различных значениях температуры и давления. Сырой конденсат, получаемый в сепараторах ив термостатируемой установке, подвергают разгазированию путем снижения давления в контейнере до 0,1 МПа и выдержке при Си измеряют количество газов дегазации. 4. Как определяется давление нагнетания Для характеристики давления на линии нагнетания удобно пользоваться понятием среднее давление на линии нагнетания. Под этим термином следует понимать то давление на линии нагнетания, если бы фактическая система нагнетательных скважин была заменена расположенной на ее месте равнодебитной нагнетательной галерей. При законтурном или приконтурном заводнении, если среднее давление на линии нагнетания H равно начальному пластовому Р ПЛ , то при установившемся процессе объем нагнетаемой воды становится равным объему жидкости, добываемой при эксплуатации. Если ПЛ, то объем нагнетаемой воды складывается из объема, компенсирующего объема отбираемой из залежи жидкости, и объема потерь нагнетаемой воды в законтурную область вследствие появления перепада давления между контуром нагнетания и законтурной областью. Если ПЛ, то объем нагнетаемой воды будет меньше объема отбираемой при эксплуатации жидкости на объем воды, притекающей к залежи из законтурной области. Р зн , – соответственно давление на забое нагнетательной скважины и среднее давление на линии нагнетания тр наг зн Р Н Р Р 10 ; (5) Н – средняя глубина скважины;Р наг – давление на выкиде насоса;Р тр – потери давления на трение в водоводах и стволе скважина коэффициент загрязнения призабойной зоны нагнетательной скважины.Д ля повышения давления каждый единицы объема закачиваемой воды необходимо затратить определенное количество энергии, и, следовательно, с уменьшением числа нагнетательных скважин повышается текущие расходы на заводнение. Очевидно имеется какое- тов полнее определенное число скважин и определенное давление на выкиде насосов, которые обеспечивают получение минимальных общих затратна заводнение. Отсюда ясно, что правильный выбор давления нагнетания имеет большое значение .А.П. Крыловым предложена простая приближения формула для определения наивыгоднейшего давления нагнетания 10 ТР н э с наг р р Н C t С p (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 5. Какие факторы влияют на стойкость нефтяных эмульсий Что значит старение нефтяных эмульсий Самым важным показателем нефтяных эмульсий является их устойчивость те. способность не разрушаться (не разделяться на нефть и воду) в течение длительного времени. Размеры капелек эмульсии могут изменяться в пределах от 0,1 до 100 мкм эмульсии можно подразделить на мелкодисперсные - с размером капелек до 20 мкм, среднедисперсные (от 20 до 50 мкм, грубодисперсные (от 50 до 100 мкм).Нефтяные эмульсии являются полидисперсными, те. содержат капельки всех размеров. На устойчивость системы большое влияние оказывают эмульгаторы, которые образуют на поверхности капель адсорбционные защитные оболочки (бронь, препятствующие слиянию этих капель. Асфальтены, нафтены, смолы, парафин, металлы (ванадий, никель, цинк, железо а также тонкодисперсные глина, песок и другие горные породы, содержащиеся в нефти и пластовой воде, принимают участие в образовании адсорбционного слоя. Адсорбция эмульгаторов на водонефтяной поверхности и утолщение брони происходит во времени, поэтому эмульсия типа В/Н со временем становится более устойчивой, те. происходит ее старение. Причем старение нефтяных эмульсий в начальный период происходит интенсивно, затем этот процесс замедляется и примерно через сутки прекращается. Свежие эмульсии разрушаются значительно легче, чем подвергшиеся старению БИЛЕТ № 35 1. Для чего предназначаются скважины и какие методы исследования скважин существуют Как проводят исследование скважин при установившихся режимах Скважина – цилиндрическая горная выработка пространственной ориентации, диаметр которой существенно меньше ее длины, предназначенная для сообщения продуктивного горизонта с земной поверхностью.Существующие многочисленные методы исследования скважин и технические средства для их осуществления предназначены для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока нефти, воды и газа в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки. Исследования скважин проводят для определения пластовых параметров фильтрации. Основными видами исследования являются гидродинамические и термодинамические, которые основываются на глубинных измерениях. Также существуют специальные исследования – гидрохимические, геофизические.Промысловые исследования проводят как при установившемся режиме работы скважин или при установившемся притоке, таки при неустановившемся (после остановки, пуска или смены режима).Геофизические методы исследования основаны на физических явлениях, происходящих в горных породах и насыщающих их жидкости при взаимодействии их со скважинной жидкостью и при воздействии на них радиоактивного искусственного облучения или ультразвука.Гидродинамические методы исследования. Они основаны на изучении параметров притока жидкости или газа к скважине при установившихся или при неустановившихся режимах ее работы. Параметрами притока являются дебит, давление или их изменения.Скважинные дебитометрические исследования. Они позволяют определить приток жидкости вдоль интервала вскрытия в добывающих скважинах (профили притока) и интенсивность поглощения в нагнетательных скважинах (профили поглощения) с помощью регистрирующих приборов – дебитомеров и расходомеров, спускаемых в скважину и перемещаемых вдоль перфорированного интервала. Метод исследования при установившемся притоке иногда называют методом исследования при установившихся отборах по отношению к эксплуатационным скважинами методом установившегося нагнетания по отношению к нагнетательным скважинам.Сущность метода заключается в том, что в эксплуатационных скважинах несколько раз изменяют режим работы, те. меняют дебит и после установления режима замеряют дебит и забойное давление. В нагнетательных скважинах несколько раз изменяют режим работы путем изменения количества нагнетаемой воды и замеряют установившееся давление нагнетания и расход воды. Режим на фонтанной скважине изменяют сменой штуцера на выкидной линии на газлифтной скважине – изменением режима подачи рабочего агента, те. давления и расхода закачки газа или воздуха на скважине, оборудованной штанговой скважинной установкой, изменением длины хода полированного штока, числа качаний, глубины подвески. Для правильного проведения исследований необходимо, чтобы при каждой депрессии скважина вышла на установившийся режим. Что из себя представляет гравитационные морские стационарные платформы (МСП)? Общая устойчивость ГМСП при воздействии внешних нагрузок от волн и ветра обеспечивается их собственной массой и массой балласта, поэтому не требуется их крепление сваями к морскому дну. ГМСП применяют в акваториях морей, где прочность основания морского грунта обеспечивает надежную устойчивость сооружения. ГМСП — очень массивные объекты, состоящие из двух частей верхнего строения и опорной части. Опорная часть состоит из одной или нескольких колонн, изготовляемых из железобетон. Колонны цилиндрической или конической формы опираются на многоячеистую монолитную базу. База относительно небольшой высоты по сравнению с колоннами, состоит из ячеек-понтонов, жестко связанных между собой, и заканчивается в нижней части юбками с развитой общей опорной площадью на морское дно. Размеры опорной многоблочной плиты бывают в длину 180 ми по ширине дом. Преимущество ГМСП — непродолжительное время установки их в море, примерно 24 ч вместо 7—12 мес, необходимых для установки и закрепления сваями металлических свайных платформ. Собственная плавучесть и наличие системы балластировки позволяют буксировать ГМСП на большие расстояния и устанавливать их в рабочее положение на месте эксплуатации в море без применения дорогостоящих грузоподъемных и транспортных средств. Преимуществом их также является возможность повторного использования на новом месторождении, повышенные огнестойкость и виброустойчивость, высокая сопротивляемость морской коррозии, незначительная деформация под воздействием нагрузок и более высокая защита от загрязнения моря. ГМСП применяют в различных акваториях Мирового океана. Особенно широко они используются в Северном море. К недостаткам гравитационных платформ относится необходимость тщательной подготовки места их установки. Особое внимание следует уделять на опасность аварий, которые могут возникнуть при разжижении грунта, его поверхностной и внутренней эрозии, местных размывах. Как проводят исследование состава газоконденсатной смеси в лабораторных условиях Что такое контактная и дифференциальная конденсации При исследовании скважин газоконденсатных месторождений определяют компонентный состав пластовой смеси и ее фазовое состояние до начала разработки прогнозируют и контролируют изменения состава и фазового состояния смеси в процессе разработки и эксплуатации месторождения в системе пласт скважина сепаратор магистральный газопровод.Отобранные на промысле пробы сырого конденсата и отсепарированного газа исследуют в лабораторных условиях на содержание этана, пропана и бутанов, а стабильного конденсата — на С 5+. Для исследования газоконденсатных смесей используется лабораторная установка УФР-2 (установка фазового равновесия, в комплект лабораторной установки включают не менее двух сосудов высокого давления (бомбы PVT). В первом проводят изотермическое (при пластовой температуре) снижение давления от начального пластового до атмосферного. Таким способом моделируют фазовые превращения в пласте при разработке залежи на истощение. Фазовые равновесия систем исследуют при температурах от — 10 до + 200 Си давлениях от 2 до 100 МПа. Поправки на давление и температуру к объемам жидкой и газовой фаз определяют расчетом.Соотношения объемов газовой и жидкой фаз измеряют приконтактной и дифференциальной конденсации. Приконтактной конденсации масса и состав газоконденсатной смеси остаются постоянными, а давление снижают, перемещая поршень в бомбе PVT, те. увеличивая ее объем. При дифференциальной конденсации газ выпускают из бомбы PVT, не изменяя ее объема. Этот процесс имитирует отбор газа из месторождения. Состав пластовой смеси изменяется, а газовую фазу, отобранную из пласта (бомбы PVT), направляют во второй сосуд высокого давления сепаратор, в котором давление и температуру поддерживают на уровне промысловых условий сепарации. Установка позволяет определять такие характеристики пластовых газов, как выход конденсата из газа при различных термодинамических условиях в процессе эксплуатации залежей глубокозалегающих газоконденсатных месторождений, а также потери конденсата в пласте. Полученные данные служат исходными при подсчете запасов газа и конденсата, потерь конденсата в пласте, обоснования метода разработки месторождения. Как размещают эксплуатационные скважины Системы скважин могут быть с равномерными неравномерным расположением скважина) Равномерным называется такое расположения скважин, при котором расстояние между скважинами постоянно. Равномерное расположение скважин применяется при режиме растворенного газа. б) неравномерная сетка скважин применяются при напорных режимах.Расстояния между скважинами в рядах уменьшается к центру.В пределах одного ряда скважины размещаются на одинаковом расстоянии друг от друга.  перейти в каталог файлов | Образовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей |