Тест по профессии «Оператор по добыче нефти и газа» (расширенный) Условные обозначения: + правильный ответ. Тест как добывают нефть


тест

Рейтинг:   / 4

ПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

И ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

 

 

 

   В СССР поддержание пластового давления заводнением яв-

ляется  одним из основных  видов  воздействия на нефтепродук-

тивные пласты  и, по-видимому,  найдет  дальнейшее  широкое

применение в тринадцатой и последующих пятилетках.

 

8.1. Системы разработки нефтяных месторождений

с поддержанием пластового давления

   Поддержание пластового давления закачкой  воды,   кроме

повышения нефтеотдачи обеспечивает  интенсификацию процес-

са разработки. Это обусловливается приближением зоны повы-

шенного давления, создаваемого за счет закачки воды в водо-

нагнетательные скважины, к добывающим скважинам.

   Для принятия решения о проведении поддержания пластово-

го давления закачкой воды на конкретной залежи нефти  после-

довательно прорабатывают  следующие вопросы:

   определяют местоположение  водонагнетательных  скважин;

   определяют суммарный объем нагнетаемой воды;

   рассчитывают число водонагнетательных скважин;

   устанавливают основные требования  к  нагнетаемой  воде.

   Местоположение  водонагнетательных скважин определяется

в основном особенностями геологического строения залежи неф-

ти. Задача сводится к тому, чтобы подобрать такое расположе-

ние водонагнетательных  скважин,  при котором обеспечивается

наиболее   эффективная связь между зонами нагнетания воды

и зонами отбора с равномерным вытеснением нефти водой.

   В зависимости от местоположения водонагнетательных сква-

жин в  настоящее время в практике разработки  нефтяных  место-

рождении  нашли применение следующие системы заводнения.

   Законтурное заводнение применяют для разработки залежей

с небольшими запасами нефти. Скважины располагают в  закон-

турной водоносной части пласта (рис. 8.1). Применение  закон-

турной системы разработки возможно тогда, когда водонефтя-

ной контакт  при  достижимых  парападах  давления   может

перемещаться. Практикой разработки  нефтяных месторождений

выявлены  случаи, когда непосредственно  у  поверхности ВНК

залежь нефти «запечатана» продуктами окисления нефти  (ас-

фальтены, смолы, парафин и другие) или продуктами жизнеде-

ятельности бактерий. Кроме того, проектирование и реализация

этой системы требует детального  изучения  законтурной части

пласта. Иногда характеристики законтурной части пласта  по

пористости, проницаемости, песчанистости  существенно отлича-

ются  от характеристик центральной части пласта.

Подпись:

   Приконтурное   заводнение

применяют  тогда,  когда  за-

труднена   гидродинамическая

связь  нефтяной  зоны  пласта с

законтурной  областью.   Ряд

нагнетательных   скважин   в

этом случае размещается в во-

донефтяной зоне или  у  внут-

реннего  контура  нефтеносно-

сти.

   Внутриконтурное  заводне-

ние применяют в основном при

разработке  нефтяных залежей

с очень  большими  площадны-

ми размерами.  Внутриконтур-

ное заводнение  не  отрицает

законтурное  заводнение, а в

необходимых случаях  внутриконтурное заводнение  сочетается

с законтурным. Для крупных залежей нефти законтурное завод-

нение недостаточно эффективно, так как при нем  наиболее эф-

фективно работает 3—4 ряда нефтедобывающих скважин, распо-

лагаемых ближе к водонагнетательным.

    Расчленение нефтеносной площади на несколько  площадей

путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю неф-

теносную площадь в эффективную разработку   одновременно.

   Для  полноценного разрезания нефтеносной площади нагне-

тательные скважины располагают  рядами. При закачке в  них

воды по линиям рядов  нагнетательных скважин образуется зо-

на  повышенного  давления,  которая   препятствует  перетокам

нефти из одной площади в другую.  По мере закачки очаги воды,

сформировавшиеся  вокруг  каждой нагнетательной  скважины,

увеличиваются в размерах  и,  наконец,  сливаются,  образуя

единый фронт воды, продвижение которого можно регулировать

так же,  как  и при законтурном заводнении. С целью ускорения

образования единого фронта воды по линии ряда нагнетатель-

ных скважин, освоение  скважин под нагнетание в ряду осуще-

ствляют «через одну». В промежутках проектные водонагнета-

тельные скважины  вводят в эксплуатацию  как  нефтедобываю-

щие, осуществляя в них форсированный отбор. По мере  появле-

ния в «промежуточных» скважинах закачиваемой  воды,   они

переводятся  под нагнетание воды.

   Добывающие  скважины  располагают рядами параллельно

рядам водонагнетательных скважин. Расстояние между  рядами

нефтедобывающих скважин   и   между  скважинами  в ряду

выбирают, основываясь на гидродинамических расчетах, с уче-

том особенностей геологического строения и физической харак-

теристики  коллекторов  на данной разрабатываемой площади.

 Разработку  каждой площади можно  осуществлять  по  своей

 системе размещения добывающих скважин  с максимальным

 учетом геологической характеристики площади.

   Большое  преимущество описываемой системы — возможность

 начинать разработку с любой площади и, в частности, вводить

 в разработку в первую очередь площади с лучшими  геолого-

 эксплуатационными характеристиками, наибольшей плотностью

 запасов с высокими дебитами скважин.

   На  рис. 8.2 показана схема разработки  Ромашкинского ме-

 сторождения, Татарская АССР, при  внутриконтурном  заводне-

 нии.

   Первоначальным проектом разработки, составленным ВНИИ,

 Ромашкинское месторождение рядами водонагнетательных сква-

 жин  разрезалось  на 23 участка самостоятельной  разработки.

 В последующем отдельные площади дополнительно разрезались

 на более мелкие участки.

   Разновидность  системы внутриконтурного заводнения — бло-

 ковые системы разработки.

   Блоковые системы разработки находят применение на  место-

 рождениях вытянутой  формы с расположением рядов водона-

 гнетательных скважин чаще в поперечном направлении.  Прин-

ципиальное отличие блоковых  систем разработки от  системы

внутриконтурного  заводнения состоит  в том, что блоковые си-

стемы предполагают отказ от законтурного заводнения. На рис.

8.3 показана принципиальная схема   разработки  пласта А4

 Кулишовского  нефтяного  месторождения  (Куйбышевская  об-

ласть). Как видно из схемы, ряды водонагнетательных скважин

разрезают  единую залежь  на отдельные участки  (блоки) раз-

работки.

   Преимущество  блоковых систем заключается в следующем.

   1. Отказ  от расположения водонагнетательных скважин   в

законтурной зоне исключает риск бурения скважин в слабоизу-

ченной на стадии разведки месторождения части пласта.

   2.  Более полно используется проявление естественных сил

гидродинамической области законтурной части пласта.

   3.  Существенно сокращается площадь, подлежащая  обуст-

ройству объектами поддержания пластового давления.

   4.  Упрощается обслуживание системы поддержания пласто-

вого давления  (скважины, кустовые насосные станции  и  т. д.).

   5.  Компактное, близкое расположение добывающих и  водо-

нагнетательных скважин  позволяет оперативно решать вопро-

сы регулирования разработки перераспределением закачки воды

по рядам и скважинам и  отбора жидкости в нефтедобывающих

скважинах.

   Широкое распространение  получили  блоковые  системы  на

месторождениях  Куйбышевской области  и Западной  Сибири.

   Блоковые системы разработки предполагают  расположение

водонагнетательных скважин в направлении перпендикулярном

к линии простирания складки. Вместе с тем, для спокойных по-

лого залегающих антиклинальных  складок целесообразно рас-

положение водонагнетательных  скважин  по  оси   складки.

В этом случае представляется возможность  вместо  нескольких

линий нагнетания иметь одну.

   Заводнение  пластов при  расположении  водонагнетательных.

скважин  у оси  складки  получило наименование осевое  заводне-

ние.

   Все преимущества блоковых систем разработки характерны

и при осевом заводнении.

   Площадное  заводнение применяют при разработке пластов

с очень низкой проницаемостью.

   При этой системе добывающие  и нагнетательные скважины

размещаются по правильным  схемам четырех-, пяти-, семи-  к

девятиточечным системам.

   На рис. 8.4 показаны  основные схемы  площадного  заводне-

ния.  Схемы отличаются не только  расположением скважин, но

и соотношением  между числом добывающих и нагнетательных

скважин.

   Так, в четырехточечной  системе  (см.  рис.  8.4) соотно-

шение между  нефтедобывающими  и нагнетательными  скважи-

нами  2:1,  при пятиточечной  системе—1:1, при семиточечной

системе—1:2,  при девятиточечной системе—1:3.  Таким обра-

зом,  наиболее  интенсивным среди  рассмотренных являются се-

ми- и девятиточечные системы.

   Большое влияние на эффективность площадного заводнения

оказывает однородность пласта и величина запасов нефти, при-

ходящаяся на одну скважину, а также глубина залегания объек-

та разработки.

   В условиях  неоднородного  пласта как по разрезу, так и па

 площади  происходят преждевременные прорывы воды  к добы-

 вающим скважинам по более проницаемой части  пласта,  что

 сильно снижает-добычу нефти  за безводный период и повышает

 водонефтяной фактор, поэтому площадное заводнение желатель-

 но применять при разработке более  однородных пластов.

    Очаговое заводнение— это дополнение к уже осуществленной

 системе законтурного  или  внутриконтурного заводнения.  При

 этой  системе заводнения группы  нагнетательных скважин раз-

 мещаются на участках пласта, отстающих   по  интенсивности

 использования запасов нефти. В отдельных случаях при хорошо

 изученном геологическом строении продуктивного пласта очаго-

 вое заводнение можно применять  как самостоятельную систему

 разработки месторождения.

    Избирательная система  заводнения является разновидностью

 площадного заводнения и применяется на залежах нефти со зна-

 чительной неоднородностью.

    При системе избирательного заводнения разработка залежи

 осуществляется в следующем порядке. Залежь разбуривают по

 равномерной  треугольной или четырехугольной  сетке,  и затем

 все скважины вводят  в  эксплуатацию как   нефтедобывающие.

 Конструкция скважин подбирается таким образом,  чтобы любая

 из них отвечала  требованиям, предъявляемым к нефтедобыва-

 ющим  и нагнетательным скважинам. Площадь  залежи  нефти

 (месторождения) обустраивают объектами сбора нефти  и газа

 и объектами  поддержания пластового давления   так,  чтобы

 можно было освоить  любую  скважину не  только как  нефтедо-

' бывающую, но и как водонагнетательную.

    Детальным изучением разреза в скважинах по данным каро-

тажа, проведением в скважинах гидропрослушивания из числа

нефтедобывающих  выбирают  скважины под  нагнетание воды.

Такими скважинами должны быть скважины, в которых нефте-

продуктивный  разрез вскрывается  наиболее  полно. Прослежи-

вается гидродинамическая связь выбранной скважины с сосед-

ними.

   Избирательная  система с успехом применена на месторож-

дениях Татарской АССР.

   Барьерное заводнение. При разработке газонефтяных место-

рождений с большим объемом газовой шапки   может ставиться

задача одновременного отбора нефти из нефтяной оторочки и

газа  из газовой шапки. В связи с тем, что регулирование отбора

нефти и газа, а также пластового давления при раздельном  от-

боре нефти и газа, не приводящим к взаимным перетокам нефти

в газоносную часть пласта, а газа в нефтеносную часть, весьма

затруднено, прибегают к разрезанию  единой нефтегазовой зале-

жи на отдельные участки самостоятельной разработки. Водонаг-

нетательные скважины при этом располагают  в зоне газонеф-

тяного контакта,  а закачку воды и отборы газа и нефти регули-

руют таким образом, чтобы происходило вытеснение нефти   и

газа  водой при исключении взаимных перетоков нефти  в газо-

вую часть залежи, а газа в нефтяную часть.

   Впервые барьерное заводнение внедрялось на газонефтяном

месторождении Карадаг Азербайджанской ССР.

oilloot.ru

Тест по профессии «Оператор по добыче нефти и газа» (расширенный) Условные обозначения: + правильный ответ

Тест по профессии «Оператор по добыче нефти и газа» (расширенный) Условные обозначения:

+ правильный ответ

- неправильный ответ?

В формуле для определения суточной производительности УШГН коэффициент подачи имеет единицу измерения:

-проценты;

+доли единиц;

-куб.м*сут/атм;

-куб.м*сут/МПа;

-куб.м/сут.

?

По динамограмме можно определить следующий коэффициент, участвующий в определении коэффициента подачи ШГН:

-учитывающий утечки в НКТ;

-учитывающий утечки в насосе;

-характеризующий изменение объема нефти при подъеме на поверхность;

+учитывающий различие в длине хода устьевого штока и плунжера насоса;

-наполнения насоса.

?

В формуле теоретической производительности УШГН величина Fн определяет:

-площадь сечения цилиндра насоса;

+площадь сечения плунжера насоса;

-площадь сечения обсадной колонны;

-средняя площадь сечения насосных штанг;

-площадь сечения НКТ.

?

Коэффициент, характеризующий изменение объема нефти при подъеме на поверхность для безводных девонских нефтей равен:

-0,81;

+0,87;

-0,92;

-0,96;

-0,98.

?

Коэффициент, характеризующий изменение объема нефти при подъеме на поверхность для каменноугольных нефтей равен:

-0,81

-0,87

-0,92

+0,96

-0,98

?

Какое количество зажимов устанавливаются на каждом конце канатной подвески?

-1;

+3;

-2;

-4;

-5;

?

Какое расстояние должно быть между зажимами канатной подвески?

+не менее 6 диаметров каната;

-не менее 5 диаметров каната;

-не менее 4 диаметров каната;

-не менее 3 диаметров каната;

-не менее 2 диаметров каната;

?

Какой угол поворота колонны штанг обеспечивает штанговращатель ШВ-08-01?

-6 град;

-2 град.;

+5,5 град.;

-4 град.;

-7 град.

?

Требования к ограждениям движущихся частей СКН;

+высота перильного ограждения должна быть не менее 1.5 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,35 м;

-высота перильного ограждения должна быть не менее 1.8 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,4 м;

-высота перильного ограждения должна быть не менее 1.7 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,4 м;

-высота перильного ограждения должна быть не менее 1.6 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,35 м;

-высота перильного ограждения должна быть не менее 1.5 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,5 м;

?

Установленный срок службы штанг?

+не менее 3 лет;

-более 3 лет;

-5 лет;

-7 лет;

-10 лет.

?

Средний срок службы штанг?

-5 лет;

-7 лет;

+не менее 5,5 лет;

-3 года;

-10 лет.

?

Какому значению соответствует зазор между плунжером и цилиндром насоса группы посадки Fit 2?

-0,075

-0,025

+0,050

-0,100

-0,125

?

Рекомендуемая группа посадки насосов, для скважин эксплуатирующих девонские отложения в ОАО "Татнефть"?

-Fit-1

-Fit-2

+Fit-3

-Fit-4

-Fit-5

?

Какой глубины на поверхности тела штанг допускаются без удаления продольные и поперечные дефекты?

+0,5 и 0,1 мм;

-0,4 и 0,1 мм;

-0,5 и 0,2 мм;

-0,3 и 0,1 мм;

-0,6 и 0,2 мм.

?

Допустимое расстояние от нижней точки кривошипа до земли?

-не менее 300 мм;

+не менее 200 мм;

-не менее 100 мм;

-не менее 150 мм;

-не регламентировано.

?

Заземляющие проводники, соединяющие раму привода с кондуктором, должны быть заглублены в землю не менее?

-0,1 м;

-0,2 м;

-0,3 м;

-0,4 м;

+0,5 м.

?

Расстояние между подвеской и устьевым сальником в крайне нижнем положении головки балансира должно быть?

-100мм;

-150 мм;

+не менее 200мм;

-более 500 мм;

-не регламентировано.

?

Глубина залегания терригенных отложений верхнего девона (пласты До -Д1) :

-1550-1700м

+1700-1750м

-1000-1100м

-1100-1250м

-900-1000м

?

В группу малодебитных скважин входят скважины:

-С содержанием нефти в воде до 1 тн/сут. при высоте подъема до 1400м.

-С содержанием нефти в воде более 1тн/сут.при высоте подъема до 1400м.

-С дебитом нефти более 5 тн/сут. при высоте подъема до 1400м.

+С дебитом жидкости менее 5куб.м/сут при высоте подъема до 1400м.

-С дебитом нефти и газа 10 тн/сут. при высоте подъема до 1400м.

?

Определение высокосернистых скважин в процентном отношении содержания серы в нефти:

-от 0,5 до 2

-2 и менее.

-1,5 и менее.

+2 и более.

-до 1

?

Определение высокопарафинистых скважин в процентном отношении парафина в нефти:

-менее 1,5

-от 0,5 до 2

-от 0,5 до 6

+более 6

-от 1,5-10

?

Какие скважины относятся к среднеобводненным в процентном отношении к добываемой продукции?

-от 0 до 40

-от 20 до 40

-от 15 до 35

+от 40 до 80

-от 80 до 90

?

К высоковязким нефтям (ВВН) относятся нефти, вязкость которых в пластовых условиях превышает:

-20 мПа с

-25 мПа с

+30 мПа с

-35 мПа с

-50 мПа с

?

С малой глубиной спуска насоса принято классифицировать следующие скважины, у которых:

-Прием насоса на глубине до 300м

+Прием насоса на глубине до 450м

-Прием насоса на глубине до 450-1350м

-Прием насоса на глубине до 1350-1500м

-Прием насоса на глубине до 1500-1600м

?

Давление насыщения газом нефти нижнего карбона составляет:

-1-3 МПа

+4,5 Мпа

-5,0 МПа

-8,0 МПа

-9,0 МПа

?

Пластовая температура среднего карбона составляет:

+20-24

-23-27

-25-32

-30-40

-38-42

?

Освоение скважин проводится в режимах:

-непрерывном ручном, непрерывном автоматическом, циклическом ручном, циклическом автоматическом

-непрерывном ручном, непрерывном автоматическом, циклическом автоматическом

+непрерывном, циклическом ручном, циклическом автоматическом

-циклическом ручном, циклическом автоматическом

-непрерывном автоматическом, циклическом ручном, циклическом автоматическом

?

Минимально допустимое давление на приеме насоса для скважин, работающих на девоне:

-1,5 МПа

-2,0 МПа

-2,5 МПа

+3,0 МПа

-3,5 МПа

?

Освоение скважин в непрерывном режиме проводится, если:

-скважина ремонтировалась без глушения, типоразмер насоса изменен незначительно, насос спущен под Ндин

-скважина ремонтировалась с глушением, типоразмер насоса изменен, Ндин

-скважина ремонтировалась с глушением, без изменения типоразмера насоса, Ндин > 0,8Нпн

+скважина ремонтировалась без глушения, без изменения типоразмера насоса, Ндин

-скважина ремонтировалась без глушения, без изменения типоразмера насоса, Ндин > 0,8Нпн

?

Максимальное понижение Ндин при непрерывном освоении обусловлено:

-пластовым давлением

-глубиной скважины

-производительностью насоса

+плотностью жидкости глушения

-коэффициентом продуктивности скважины

?

Контроль за освоением после запуска ШГНУ производится:

-замерами на ГЗУ

-периодической отбивкой динамических уровней

-периодический

+замерами на ГЗУ и периодической отбивкой уровней

-периодической отбивкой динамических уровней и снятием динамограммы

?

Коэффициент подачи насоса для среднедебитной скважины:

-0.7 - 0.9

-0.6 - 0.8

+0.5 - 0.7

-0.4 - 0.6

-0.3 - 0.5

?

Время контроля за динамическим уровнем при циклическом ручном режиме освоения:

-каждый час по технологической карте

+в течение часа и по последнему изменению Ндин

-в течение смены

-до снижения Ндин до Нпн

-после установки Ндин

?

Какой из перечисленных факторов является основным источником загрязнения призабойной зоны и ствола скважины?

+Промывки и глушение скважин жидкостями, отрицательно влияющими на фильтрационную характеристику пласта.

+Продукты коррозии и АСПО.

+Механические загрязнения, заносимые во время ремонтов скважин.

+Остатки цементного раствора.?

Какие химические реагенты должны применяться для приготовления технологических жидкостей при промывках и глушении скважин?

-Не оказывающие вредного влияния на окружающую среду и организм человека.

+Имеющие сертификат и разрешение на применение в нефтяной промышленности в установленном порядке.

-Не вызывающие коррозию глубинно-насосного оборудования и обсадной колонны.

-Обеспечивающие нейтрализацию сероводорода при газопроявлениях.

-Не образующие высоковязких эмульсий.

?

В каких случаях промывки ствола скважины до забоя являются обязательными?

+После КРС, при переводе с УСШН на ЭЦН и наоборот, при ПРС по причине засорения скважинного оборудования и после длительного срока его работы (более 600 суток).

-Каждый второй ремонт, связанный с подъемом насоса, а также после длительной его работы (более 1000 суток)

-Только после КРС и отбивки забоя выше указанного в плане работ.

-При перекрытии шламом интервалов перфорации.

-При ПРС по причине засорения и запарафинивания оборудования.

?

При измерении уровня жидкости с избыточным давлением в затрубном пространстве применяется метод:

-эхометрирование

+волнометрирование

-звукометрирование

-электрометрирование

?

При измерении уровня жидкости, когда давление газа в затрубном пространстве скважины близко к атмосферному, применяется метод:

+эхометрирование

-волнометрирование

-звукометрирование

-электрометрирование.

?

Каким документом назначается комиссия по выбору площадок и трасс коммуникаций нефтепроводов, водоводов, ВЛ и ТМ:

-распоряжением по цеху;

+приказом по НГДУ;

-приказом по ОАО "Татнефть";

-РД.

?

Какой толщины должна быть песчаная подушка при монтаже привода штангового насоса:

-50...100мм;

-100...150мм;

+200...300мм;

-250...350мм;

-300...450мм.

?

Куда должен подключаться контур заземления при монтаже привода УСШН:

-к любому металлическому сооружению;

-к манифольдной линии;

+к эксплуатационной колонне;

-к ГЗУ;

-к гребенке.

?

С мая 2002г. в ОАО "Татнефть" с целью сокращения сроков ввода скважин из бурения принята схема обустройства куста скважин с расстоянием между скважинами:

-5м;

-10м;

+15м;

-20м;

-25м.

?

Чем лучше уравновешен привод УШГН тем ...

-больше нагрузка на головку балансира в точке подвеса штанг

-ниже КПД электродвигателя

-меньше нагрузка на головку балансира в точке подвеса штанг

+выше КПД электродвигателя

-выше коэффициент наполнения насоса

?

Сила гидродинамического трения при ходе штанг вниз пропорциональна ...

-вязкости жидкости

-скорости движения жидкости в НКТ

-скорости движения головки балансира

-числу качаний балансира

+скорости движения штанг

?

Для откачки высоко вязкой нефти (ВВН) рекомендуется применение...

-применение метода использования сил гравитации (МИСГ)

+насосов с диаметром плунжера 44мм и 57мм с увеличенным размером всасывающего клапана

-применение НКТ с защитным покрытием DPC и ПЭП-585

-применение глубинных дозаторов

-применение глубинных нагревателей

?

От чего зависит величина энергозатрат на подъем продукции из скважин

+режим откачки

+типоразмер оборудования

+степень уравновешенности привода штангового насоса

+условия эксплуатации?

Силы гидродинамического сопротивления пропорциональны...

-режиму откачки

-эффективной вязкости продукции

-скорости подъема продукции в НКТ

-силам трения

+эффективной вязкости продукции и скорости ее подъема в НКТ

?

Потребная эффективная мощность эл.двигателя меньше ...

+чем лучше уравновешен привод штангового насоса

-чем меньше длина хода УШГН

-чем меньше число качаний балансира

-чем меньше режим откачки

-чем больше режим откачки

?

Какие факторы влияют на величину энергозатрат на подъем продукции из скважины?

+типоразмер оборудования, степень уравновешенности привода штангового насоса, условия эксплуатации и режим откачки

-плотность добываемой продукции, диаметр НКТ, число качаний балансира

-вязкость нефти, длина и диаметр штанговой колонны, мощность эл.двигателя

-глубина залегания продуктивного пласта, мощность эл.двигателя

-вязкость добываемой продукции, степень уравновешенности привода штангового насоса

?

От чего существенно зависит КПД эл.двигателя при циклическом режиме работы свойственном приводам УШГН?

-от типоразмера ШГН

-от глубины спуска насоса

-от мощности эл.двигателя

+от неравномерности его загрузки

-пункты 2,4 вместе

?

Что может оказаться целесообразно для снижения гидродинамических потерь при высокой вязкости продукции и дебитах более 25-30 куб.м/сут

-увеличение числа качаний балансира

-уменьшение длины хода полированного штока

-уменьшение режима откачки

-уменьшение числа качаний балансира

+применение НКТ большего диаметра

?

В каких пределах заключены фактические удельные затраты на добычу нефти для среднедебетных скважин

+10-15 кВт•ч/куб.м•км

-5-10 кВт•ч/куб.м•км

-3-5 кВт•ч/куб.м•км

-15-20 кВт•ч/куб.м•км

-5-7 кВт•ч/куб.м•км

?

В каких пределах заключены фактические удельные затраты на добычу нефти для высокодебитных скважин (более 35 куб.м/сут)

-5-7 кВт•ч/куб.м•км

+5-10 кВт•ч/куб.м•км

-3-5 кВт•ч/куб.м•км

-15-20 кВт•ч/куб.м•км

-10-15 кВт•ч/куб.м•км

?

КПД УШСН зависит от ...

-КПД насоса

-КПД эл.двигателя

+КПД электродвигателя, наземной и подземной части установки

-КПД станка-качалки

-пункты 2 и 3 вместе

?

Каким требованиям должны удовлетворять средства контроля производительности скважин :

rykovodstvo.ru

"Нефтяная и газовая промышленность", "Бурение нефтяных и газовых скважин", "Добыча нефти", "Переработка нефти и газа", "Способы транспортировки нефти и газа"

Задание на СРСП (СРС).

Тема 1. Нефтяная и газовая промышленность.

Контрольные вопросы и задания.

  1. Назовите основные особенности энергопотребления на рубеже ХХ – ХХI вв.
  2. Почему нефть измеряют в тоннах, а газ в кубометрах?
  3. Назовите примерную структуру энергопотребления в настоящее время.
  4. Назовите и охарактеризуйте основные альтернативные источники энергии.
  5. Перечислите наиболее перспективные проекты нефте- и газопроводов.
  6. Охарактеризуйте значение и место нефтегазового комплекса Казахстана в мировом масштабе и в экономике страны.
  7. Назовите основные особенности газодобывающей и нефтедобывающей отраслей.
  8. Обоснуйте тезис: «нефть и газ являются стратегическими ресурсами страны.

Тема 2. Бурение нефтяных и газовых скважин.

Контрольные вопросы и задания.

1.  Что называется месторождением нефти или газа?

2.  Что такое скважина?

3.  Перечислите элементы скважины.

4.  Какие способы бурения Вы знаете?

5.  Какие основные узлы буровой установки Вы знаете?

6.  Назначение промывочных жидкостей при бурении.

7.  Перечислите колонны, входящие в конструкцию скважины?

8.  Какие конструкции забоев скважины Вы знаете?

9.  Для чего применяют колонковое долото?

10.  Какие виды долот Вы знаете?

11.  Какие конструкции забоев скважин следует применять в рыхлых породах?

12.  Как приводится во вращение турбобур?

13.  Какие бывают скважины по расположению в пространстве?

14.  Какую конструкцию забоя применяют в крепких породах?

15.  Какие бывают скважины по назначению?

16.  Что называют конструкцией скважины?

17.  Как классифицируют долота по назначению?

Тема 3. Добыча нефти.

Контрольные вопросы и задания.

1.  Назовите и охарактеризуйте основные этапы добычи нефти и газа.

2.  Охарактеризуйте основные этапы и стадии поисково-разведочных работ.

3.  Охарактеризуйте основные системы сбора нефти на промыслах.

4.  В чем заключается промысловая подготовка нефти?

5.  В чем состоят различия систем промыслового сбора нефти и газа?

6.  Что Вы понимаете под разработкой нефтяных и газовых месторождений.

7.  Какие мероприятия входят в понятие «система разработки»?

8.  Режимы разработки газовых месторождений.

9.  Перечислите основные показатели разработки.

10.  Что такое «объект разработки»?

Тема 4. Переработка нефти и газа.

Контрольные вопросы и задания.

1.  Назовите основные продукты переработки.

2.  Охарактеризуйте основные этапы переработки.

3.  Назовите и охарактеризуйте основные типы нефтеперерабатывающих заводов.

4.  Какие основные процессы, применяемые на газоперерабатывающих заводах?

5.  В чем состоят различия нефтепереработки и нефтехимического производства?

6.  Что является сырьем для нефтехимического производства?

Тема 5. Способы транспортировки нефти и газа.

Контрольные вопросы и задания.

1.  Назовите и охарактеризуйте основные способы транспортировки нефти, нефтепродуктов и газа.

2.  В чем заключаются достоинства и недостатки трубопроводного транспорта?

3.  Какие свойства нефти влияют на технологию ее транспортировки?

4.  Назовите основные объекты магистрального трубопровода?

5.  Охарактеризуйте виды нефтепродуктов.

6.   В чем заключаются различия состава объектов газо – и нефтепроводов?

Тема 6. Трубопроводный транспорт нефти и газа.

Контрольные вопросы и задания.

1.  Назовите основные объекты и сооружения магистрального трубопровода.

2.  Для чего предназначены промежуточные нефтеперекачивающие станции?

3.  Назовите состав линейных сооружений магистрального трубопровода.

4.  Чем линейные сооружения отличаются от наземных?

5.  Зачем нужна защита трубопроводов от коррозии?

6.  Какие существуют системы перекачки.

Тема 7. Трубопроводный транспорт газа.

Контрольные вопросы и задания.

1.  Какие процессы проводят на головных сооружениях газопромыслов?

2.  В чем заключаются различия состава объектов газо- и нефтепроводов?

3.  Свойства газов.

4.  В чем заключаются достоинства и недостатки трубопроводного транспорта?

5.  Назовите и охарактеризуйте основные способы транспортировки газа.

vunivere.ru

Как добывают нефть? Работа нефтяного промысла: sorokovs

После того, как скважина пробурена и вскрыт продуктивный пласт, нефть необходимо поднять на поверхность. Как это происходит и что делать с нефтью дальше? Об этом я расскажу в очередном посте в рамках спецпроекта "Черное золото Татарстана" с ПАО Татнефть о добыче и переработке нефти.Процесс эксплуатации скважин, в целом, сводится к подъему нефти или газа на поверхность земли. Эксплуатация нефтяных скважин ведется тремя способами:Фонтанным - подъем нефти осуществляется за счет пластовой энергии. Фонтанирование может быть как естественное - за счет давления в пласте, так и искусственное - за счет закачки газа или жидкости в скважину.Газлифтным - логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности.Механизированным - с помощью глубинных насосов. Механизированная добыча применяется в тех случаях, когда давление в нефтяном коллекторе снижается настолько, что уже не может обеспечивать экономически оптимальный отбор из скважины за счет природной энергии.

О третьем способе мы и поговорим сегодня. Это наиболее распространенный способ добычи нефти с помощью штанговых скважинных насосов и погружных центробежных электронасосов.

Установка штангового глубинного насоса (УШГН)

Самые распространенные и узнаваемые установки - это станки в народе называемые "качалки". Две трети фонда (66 %) действующих скважин стран СНГ (примерно 16,3 % всего объема добычи нефти) оборудованы именно этими станками. Они предназначены для работы на глубине от нескольких десятков метров до 3000 м, а в отдельных скважинах на 3200-3400 м.Прообразом современного станка-качалки является насос, изобретенный в 1712 году Томасом Ньюкоменом. Он создал аппарат для выкачивания воды из угольных шахт. Принцип действия был примерно такой:

Современные насосы стали технологичнее - пар заменило электричество, а принцип действия стал основан на преобразовании вращательного движения в поступательное. По сути, станок-качалка представляет собой привод штангового насоса, который находится на дне скважины. Это устройство по принципу действия очень похоже на ручной насос велосипеда, преобразущий возвратно-поступательные движения в поток воздуха. Нефтяной насос возвратно-поступательные движения от станка-качалки преобразует в поток жидкости, которая по насосно-компрессорным трубам (НКТ) поступает на поверхность.

Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2 - 4 м) цилиндра. На нижнем конце цилиндра укреплен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе вверх. В нем перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде длинной (1 - 1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан, также открывающийся вверх. Плунжер подвешивается на штангах. При движении плунжера вверх жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнетательный клапан. Таким образом, плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость. При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается.Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает устья скважины и через тройник поступает в нефтесборную сеть.

Станки-качалки отличаются большой надежностью - сложно представить себе более тяжелые условия эксплуатации: круглосуточная и круглогодичная работа на открытом воздухе в различных климатических условиях. Недалеко от города Лениногорск находится скважина-первооткрывательница Ромашкинского месторождения - крупнейшего месторождения России Волго-Уральской провинци (его геологические запасы нефти в нем оцениваются в 5 млрд тонн,а доказанные и извлекаемые запасы - в 3 млрд тонн).За более чем 60 лет эта скважина дала более 417 тысяч тонн нефти. После зарезки бокового ствола в 2009 году скважина и по сей день дает дебит около 8 тонн жидкости.

Наряду с достоинствами, качалки имеют и ряд недостатков. Это значительная масса привода, необходимость в массивном фундаменте, невозможность работы в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, значительный период монтажа станка-качалки при обустройстве скважины и ее ремонте, невозможность использования в морских скважинах.Часть этих недостатков решена в установках с цепным приводом (на фото справа).

Установки с цепным приводом в целом работают так же, как и качалки, преобразуя вращательное движение электромотора в поступательное движение штанги. Однако они более экономичные, требуют меньше металла и обеспечивают более плавный ход штока (это влияет на надежность).Коротко об отличиях и преимуществах можно посмотреть в видео:

Установка электроцентробежного насоса (УЭЦН)УЭЦН – установка электроцентробежного насоса, в английском варианте - ESP (electric submersible pump). По количеству скважин, в которых работают такие насосы, они уступают установкам ШГН, но зато по объемам добычи нефти, которая добывается с их помощью, УЭЦН вне конкуренции. С помощью УЭЦН добывается порядка 80% всей нефти в России. Кроме того, в отличие от штанговых скважинных насосов, УЭЦН можно использовать в "кривых" скважинах, а также на шельфе.В общем и целом УЭЦН - обычный насосный агрегат, только тонкий и длинный. И умеет работать в среде отличающейся своей агрессивностью к присутствующим в ней механизмам. Состоит он из погружного насосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой + насос), электрокабеля, колонны насосно-компрессорных труб, оборудования устья скважины и наземного оборудования (трансформатора и станции управления).В составе подземной части УЭЦН много частей. Это:Погружной электродвигатель, который питает насос. Двигатель заполнен специальным маслом, которое, кроме того, что смазывает, еще и охлаждает двигатель,а так же компенсирует давление, оказываемое на двигатель снаружи.Непосредственно насос. Насос состоит из секций, а секции из ступеней. Чем больше ступеней – тем больше напор, который развивает насос. Чем больше сама ступень – тем больше дебит (количество жидкости прокачиваемой за единицу времени).Протектор (или гидрозащита) электродвигателя. Он отделяет полость двигателя заполненную маслом от полости насоса заполненной пластовой жидкостью, передавая при этом вращение, а также решает проблему уравнивания давления внутри двигателя и снаружи (там бываетдо 400 атмосфер, это примерно как на трети глубины Марианской впадины).Газосепаратор Измерители давления и температуры,Защитные устройства. Это обратный клапан (самый распространенный – КОШ – клапан обратный шариковый) – чтобы жидкость не сливалась из труб, когда насос остановлен (подъем столба жидкости по стандартной трубе может занимать несколько часов – жалко этого времени). А когда нужно поднять насос – этот клапан мешается – из труб постоянно что-то льется, загрязняя все вокруг. Для этих целей есть сбивной (или сливной) клапан КС – смешная штука – которую каждый раз ломают когда поднимают из скважины.Подробнее о них можно прочитать у fduchun76 тут. Также советую прочитать у victorborisov репортаж с предприятия, где изготовляются насосы ЭЦН.

Если коротко, то внутри происходят два основных процесса:отделение газа от жидкости - попадание газа в насос может нарушить его работу. Для этого используются газосепараторы (или газосепаратор-диспергатор, или просто диспергатор, или сдвоенный газосепаратор, или даже сдвоенный газосепаратор-диспергатор). Кроме того, для нормальной работы насоса необходимо отфильтровывать песок и твердые примеси, которые содержатся в жидкости.подъем жидкости на поверхность - насос состоит из множества крыльчаток или рабочих колес, которые, вращаясь, придают ускорение жидкости.

Как я уже писал, электроцентробежные погружные насосы могут применяться в глубоких и наклонных нефтяных скважинах (и даже в горизонтальных), в сильно обводненных скважинах, в скважинах с йодо-бромистыми водами, с высокой минерализацией пластовых вод, для подъема соляных и кислотных растворов. Кроме того, разработаны и выпускаются электроцентробежные насосы для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов в одной скважине. Иногда электроцентробежные насосы применяются также для закачки минерализованной пластовой воды в нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления.

В сборе УЭЦН выглядит вот так:

После того, как жидкость поднята на поверхность, ее необходимо подготовить для передачи в трубопровод. Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).Пластовая вода – это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80 %. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо. Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.

Вначале нефть попадает на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод).

Все данные по добыче - суточный дебит, давления и прочее фиксируются операторами в культбудке. Потом эти данные анализируются и учитываются при выборе режима добычи.Кстати, читатели, кто-нибудь знает почему культбудка так называется?

Далее частично отделенная от воды и примесей нефть отправляется на установку комплексной подготовки нефти (УКПН) для окончательного очищения и поставки в магистральный трубопровод. Однако, в нашем случае, нефть вначале проходит на дожимную насосную станцию (ДНС).

Как правило, ДНС применяются на отдаленных месторождениях. Необходимость применения дожимных насосных станций обусловлена тем, что зачастую на таких месторождениях энергии нефтегазоносного пласта для транспортировки нефтегазовой смеси до УКПН недостаточно.Дожимные насосные станции выполняют также функции сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости и последующей раздельной транспортировки углеводородов. Нефть при этом перекачивается центробежным насосом, а газ — под давлением сепарации. ДНС различаются по типам в зависимости от способности пропускать сквозь себя различные жидкости. Дожимная насосная станция полного цикла состоит при этом из буферной ёмкости, узла сбора и откачки утечек нефти, собственно насосного блока, а также группы свечей для аварийного сброса газа.

На нефтепромыслах нефть после прохождения групповых замерных установок принимается в буферные ёмкости и после сепарации поступает в буферную ёмкость с целью обеспечить равномерное поступление нефти к перекачивающему насосу.

УКПН представляет собой небольшой завод, где нефть претерпевает окончательную подготовку:

  • Дегазацию (окончательное отделение газа от нефти)
  • Обезвоживание (разрушение водонефтяной эмульсии, образующейся при подъеме продукции из скважины и транспорте ее до УКПН)
  • Обессоливание (удаление солей за счет добавления пресной воды и повторного обезвоживания)
  • Стабилизацию (удаление легких фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке)

Для более эффективной подготовки нередко применяют химические, термохимические методы, а также электрообезвоживание и обессоливание.Подготовленная (товарная) нефть направляется в товарный парк, включающий резервуары различной вместимости: от 1000 м³ до 50000 м³. Далее нефть через головную насосную станцию подается в магистральный нефтепровод и отправляется на переработку. Но об этом мы поговорим в следующем посте:)

В предыдущих выпусках:Как пробурить свою скважину? Основы бурения на нефть и газ за один пост - http://student-geolog.livejournal.com/94950.html

[ОСТАЛЬНЫЕ МОИ ФОТОРЕПОРТАЖИ СМОТРИТЕ ЗДЕСЬ]

sorokovs.livejournal.com


Смотрите также