1.Ловушка нефти и газа- часть коллектора, условия залегания которого и взаимоотношения с экранирующими породами обеспечивают возможность накопления и длительного сохранения нефти и (или) газа.

1. Ловушка нефти и газа- часть коллектора, условия залегания которого и взаимоотношения с экранирующими породами обеспечивают возможность накопления и длительного сохранения нефти и (или) газа.

Типы ловушек нефти и газа: 1 - сводовые (a - в антиклиналях, б - в рифовом массиве, в - в эрозионном выступе); 2 - тектонически экранированные (a - экранированные сбросом, б - экранированные боковой поверхностью соляного массива, глиняного диапира, жерла грязевого вулкана или интрузивного массива); 3 - стратиграфически экранированные; 4 - литологически экранированные; 5 - линзообразные (литологически ограниченные); 6 - гидродинамические.

Коллекторами газа и нефти являются горные породы, обладающие способностью вмещать эти флюиды и отдавать их при разработке. Встречаются следующие типы коллекторов-поровые, кавернозные, трещиноватые, смешанные.

Пористость-наличие в горных породах пор, каверн, трещин и других полостей, содержащих нефть, газ и воду.

Проницаемость — это свойство породы пропускать жидкость или газ при перепаде давления.

2. Нефть — природная маслянистая горючая жидкость со специфическим запахом. Состав: Парафины или алканы, циклопарафины или циклоалканы, ароматические углеводороды, могут содержаться: сера, азот, гелий, металлы, углекислый газ. В ее составе обнаруживается свыше 1000 индивидуальных органических веществ. Плотность находится в пределах 700-1000 кг/м3. Вязкость 1.3-311 мм^2/c.

Попутный нефтяной газ — смесь различных газообразных углеводородов(метан, пропан, этан, бутан и др.) растворенных в нефти; они выделяются в процессе добычи и перегонки. Вязкость нефтяного газа при давлении 0,1 МПа и температуре 0C обычно не превышает 0,01 мПа·с. Плотность 0,7 до 1,5 кг/м3.

Пластовая вода - вода, залегающая в одном и том же пласте вместе с нефтью или газом.В состав вод нефтяных месторождений входят, главным образом, хлориды, бикарбонаты и карбонаты металлов натрия, кальция, калия и магния. Вязкость пластовой воды при 20C составляет 1мПа·с, а при 100 C – 0,284 мПа·с. Плотность от 1010 до 1080 кг/м3 и более.

3. В нефтяных залежах к основным источникам энергии, перемещающим нефть в пластах, относятся:

 напор контурной воды под действием ее массы — водонапорный режим; Движение нефти в пласте происходит под действием наступающей краевой воды.

 напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды — упруговодонапорный; Режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов и насыщающей их жидкости.

 давление газа газовой шапки — газонапорный; Газонапорный режим — это режим нефтяной части газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке.

 упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа — растворенного газа; Режим растворенного газа — режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам.

 сила тяжести нефти — гравитационный. Нефть движется к забою скважин под действием силы тяжести.

В газовых и газоконденсатных залежах источниками энергии являются давление, под которым находится газ в пласте, и напор краевых пластовых вод. Соответственно различают газовый и упруговодогазонапорный режимы.

4.

5.

Принцип вращательного бурения-породы разрушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка. Крутящий момент пеедаётся на долото или с поверхности от вращателя через колонну бурильных труб или от забойного двигателя установленного непосредственно над долотом.

Схема буровой установки для глубокого вращательного бурения:

1.Талевый канат; 2.талевый блок;3.вышка; 4. крюк;5. буровой шланг;6.ведущая труба;7.желоба; 8.буровой насос; 9.двигатель насоса; 10.обвязка насоса; 11.приемный резервуар (емкость);12.бурильный замок;13.бурильная труба; 14.гидравлический забойный двигатель(при роторном бурении не устанавливается); 15.долото; 16.ротор; 17.лебедка; 18.двигатели лебедки и ротора; 19.вертлюг.

6.

Вертикальное бурение- это универсальный и самый распространенный способ бурения, с помощью которого получаются скважины самого различного назначения. Другими словами, термин «вертикальное бурение» подразумевает направление скважины (вертикально).

Бурение горизонтальное – способ бурения невертикальных скважин.

В нефтяной отрасли применяют технологию горизонтального бурения, когда отклонение от оси вертикальной скважины на заданной глубине составляет угол не менее 80 градусов, чтобы скважина попала в нефтеносный слой и располагалась параллельно этому слою.

7. Долото - специальное приспособление, которое наиболее часто используется при бурильных работах, производит действие разрушительное воздействие на горные породы.

8. Глинистый раствор— основная разновидность бурового раствора, применяется при бурении скважин для очистки забоя от выбуриваемой породы, выноса её на поверхность, глинизации стенок скважин и др.

9. Фонтанирование скважины может происходить лишь в том случае, если давление на ее забое превышает гидростатическое давление жидкости

10.

11. Работа фонтанной скважины в большинстве случаев регулируется созданием противодавления на выкидных линиях при помощи штуцеров, которые устанавливаются после задвижек. Штуцер - это цилиндрический диск или стержень со сквозным относительно небольшим отверстием.

а - при давлении на забое меньше давления насыщения (Рс < Рнас);

б - при давлении на забое больше давления насыщения (Рс > Рнас)

Схема скважин при фонтанировании

12. Качественную характеристику процесса движения газожидкостной смеси (ГЖС) в вертикальной трубе легче уяснить из следующего простого опыта. Представим, что трубка 1 длиною L погружена под уровень жидкости неограниченного водоема на глубину h. К нижнему открытому концу трубки, который по аналогии с промысловой терминологией будем называть башмаком, подведена другая трубка 2 для подачи с поверхности сжатого газа. На трубке имеется регулятор расхода 3, с помощью которого можно установить желаемый расход газа.

13.

По колонне труб 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам 3. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность.

Применение газлифтного метода эксплуатации скважин вызвано его достоинствами:

· Возможность легко и комплексно контролировать, отслеживать всю совокупность процессов нефтедобычи и функционирования скважины. Для этого применяются автоматизированные системы; специализированное программное обеспечение, моделирующее поведение разрабатываемого пласта.

· Отбор большого объема жидкостных сред и ускоренное осушение сильнообводненной скважины доступно для обсадных труб любого диаметра.

· Возможна эксплуатация скважины, имеющей большой изгиб (искривление) ствола.

· При эксплуатации скважин используется энергия газа, содержащегося в пласте.

· Профиль ствола слабо влияет на качество работы газлифтной системы – это существенно для районов разработки Сибири и Севера (применяют газлифтные трубы, рассчитанные на надежную работу в сложных погодных условиях, при низких температурах), а также при шельфовой добыче нефти.

· На эффективность работы скважины не влияют высокие давления скважины, температура добываемого продукта, примеси (песок и т.п.) скважины.

· Легко регулируемый, гибкий режим работы скважины по дебиту.

· Газлифтные скважины легко обслуживать и ремонтировать, межремонтный срок – большой (при использовании современной техники).

· Возможна одновременная раздельная эксплуатация двух и более пластов – при этом обеспечивается полный контроль над всеми процессами.

· Эффективное устранение коррозионных процессов, солевых и парафиновых отложений.

· Легкость исследования скважины.

Указанным достоинствам можно противопоставить недостатки:

· Значительная величина начальных капиталовложений – постройка компрессорных станций, применение труб высокого качества, выдерживающих высокие давления (газлифтные трубы).

· Газлифтные системы обладают сравнительно невысоким коэффициентом полезного действия – КПД.

· В ходе поднятия скважинной продукции, могут образовываться стойкие эмульсии.

Подготовка газа включает в себя-сжатие до необходимого давления на компрессорных станциях промысла.

14.15.

Погружные центробежные электронасосы (ПЦЭН). Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотрансформатора или трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика. ПЦЭН опускается в скважину под расчетный динамический уровень обычно на 150 - 300 м. Жидкость подается по НКТ, к внешней стороне которых прикреплен специальными поясками электрокабель. В насосном агрегате между самим насосом и электродвигателем имеется промежуточное звено, называемое протектором или гидрозащитой. Установка ПЦЭН (рис. 11.1) включает маслозаполненный электродвигатель ПЭД 1; звено гидрозащиты или протектор 2; приемную сетку насоса для забора жидкости 3; многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН 4; НКТ 5; бронированный трехжильный электрокабель 6; пояски для крепления кабеля к НКТ 7; устьевую арматуру 8; барабан для намотки кабеля при спуско-подъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля 9; трансформатор или автотрансформатор 10; станцию управления с автоматикой 11 и компенсатор 12.

16. (рисунок и для 16 и для 18)

В наземное оборудование входит станок-качалка (СК), состоящий из электродвигателя 9, кривошипа 7, шатуна 8, балансира 6, устьевого сальника 5, устьевой обвязки и тройника 4.

Кривошип — ведущее звено преобразующего механизма станка-качалки, в котором предусмотрены отверстия для изменения длины хода устьевого штока

Балансир устраняет колебания нагрузки.

Устьевой сальник герметизирует выход устьевого штока с помощью сальниковой головки и обеспечивает отвод продукции через тройник.

18. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос (ШСН) со всасывающем клапаном 1 (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном 2 (подвижный) на верхнем конце поршня-плунжера, насосные штанги 3 и трубы.

19. Коэффициент извлечения нефти - отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов.

КИН = К_выт • К_охв • К_зав(К_зам)

К_выт – это отношение объема нефти, полученной при ее вытеснении рабочим агентом-вытеснителем (в лабораторных условиях) из колонки репрезентативных образцов керна при соблюдении пластовых условий, среднем в системе разработки градиенте давления и «бесконечной» (в выходящем из колонки потоке жидкости нефти нет) промывке, к начальному объему нефти в колонке образцов.

К_охв – отношение объема части залежи, в которой происходит фильтрация (дренирование) пластовых флюидов (нефти, газа, воды) к ее общему объему. Характеризует влияние прерывистости (чередования проницаемых и непроницаемых тел) на показатели фильтрации – т. е. степень уменьшения дренируемого объема пласта по сравнению со случаем отсутствия в нем непроницаемых тел.

К_зав(К_зам) – отношение объема части залежи, занятой вытесняющим агентом, к части, в которой происходит фильтрация (дренирование) пластовых флюидов (нефти, газа, воды). Характеризует степень заполнения дренируемого объема пласта вытесняющим рабочим агентом. Коэффициент заводнения (замещения) зависит от неоднородности фильтрационных потоков (чем она выше, тем он меньше) и доли вытесняющего агента в продукции скважин, устанавливаемой по экономическим соображениям (чем она выше, тем больше Кзав(Кзам).

21.

- Кислотные обработки скважин.
- Гидравлический разрыв пласта.
- Вибровоздействие на ПЗС.
- Тепловое воздействие на ПЗС.
- Обработка ПЗС поверхностно-активными веществами (ПАВ).

Дата добавления: 2015-08-29