Реферат: Шпоры по нефтедобыче
1) Артезианское; 2) газлифтное фонтан-ие с началом выделения газа в стволе скв-ны. В пласте движется негазированная жидкость , в скв-не газожидкостная смесь Рзаб=0,1:0,5; 3) с началом выделения газа в пласте, в пласте движется газированная жидкость на забой к башмаку НКТ поступает газожидкостная смесь, После начала притока основная масса газа увлекается потоком жидкости и поступает в НКТ , часть газа отделяется, поступает в затрубное пространство , где и накопляется уровень жидкости в кольцевом пространстве понижается из-за скопившегося газа и достигает башмака НКТ. При Рзаб<Рнас -уровень жидкости устанавливается у башмака НКТ.
6.4 Оборудование скважин. Фонтанный способ применяется если пластовое давление велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Условием фонтанирования является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину.Для эксплуатации фонтанных и газлифтных скв-н используют оборудования, обеспечивающие отбор продукции проведения необходимых технологических операции гарантирующие за счет ОС. Основные элементы:1) насос но - комплонажные трубы (НКТ);2)фонтанная арматура -оборудование устья. В качестве НКТ используют стальные трубы(диаметром 60-70 м.) Трубы исполнения П. бывают длиной 10м, трубы исполнения В=5,5:5,8м. Бывают в обычном и высоко герметичном исполнение. Фонтанная арматура подбирается по рабочему давлению на устье скв-ны.
|
1440*F*S*n*а. Факторы влияющие на подачу насоса: ап =ад* анап* аус*аут ; ад -фактор харак-ий влияние деформации штанг и труб. ад= Sпл./ Sп.шт. Sпл-длина плунжера. Sп.шт. –длина полировачного штока. анап - фактор характерезующии степень наполнения насоса жидкостью. Влияние газа на выполнение и подачу насоса учитывается коэф-ом наполнения насосом. анап= Vж /Vs Vж-объём жидкости поступившей в цилиндр насоса на протяжение входа всасывания ; Vs- при всасывание ; аус- фактор харак-ии влияние усадки жидкости. Аус=1/В В-объёмный коэф-т жидкости . аут- фактор учитывающий влияние утечек жидкости. Утечки жидкости вазможны ч/з зазор м/у цилиндром и плунжером насоса, клапонах насоса в следствии износа и ч/з неплотности мухтовых соединений насосно-камплотажных труб. аут=1-qут/ Q Q= qут+Q Q – предполагаемая подача; qут-расход утечки. | . |
4.1Обект, система и технология разработки. Нефтяное месторождение-это скопление углеводородов в земной коре, приуроченные одной или нескольким локалецевым структурам находящиеся в близи одного населенного пункта. Во многих случаях отдельные нефте- газоносные пласты отделены друг от друга пачками непроницаемых пластов. Такие обособленные пласты ,отличаются своим свойством, могут разрабатываться по разным технологиям. Объект разработки, исключительно выделенное в приделах месторождения геологическим образовавшие пласт, массив ,совокупность пластов ,содержащие запасы углеводородов которые извлекают из недр определенные группы скважин. Если включить в объект все пласты в пределах месторождений, то понятие объекта и месторождений будут равнозначными.. При выделении объекта следует учитывать: 1) геолого-физические свойства пород отличаются по проницаемости, коллекторным свойствам, толщине в большинстве случаев не целесообразно разрабатывать как один объект. 2)физико-химические свойства флюидов – пласты, содержащие нефть различной вязкости, содержащем парафин, содержащем бензин м/т создавать причины нецелесообразны объединения в один объект. 3) фазовое состояние углеводородов. 4) условия управления процессом разработки нефтяных месторождений. 5) техника и технология эксплуатации скважин. 1 2 3 1, 2 – вспомогательные; 3- основной. Показатели: запасы ( млн. т. ), 2) толщина пласта ( м ) ; 3) проницаемость ( 10^-3 мкм^2) вязкость(10^-3 Па*с). | ||||
|
5.2 Методы повышения нефтеотдачи. Все методы, повышающие коэф-т нефти извлечения м/о разделить на 3 группы: 1) усовершенствование процесса завод нения; 2) тепловые методы воздействия на залежи в целом; 3)закачка в пласты растворителей. К 1-ой группе методов отн-ся наводнение нефтяных пластов с добавками к закачиваемой в пласты воды , различных хим. Реагентов ( ПАВ, высоко вязкие полимеры) , использование двуокиси углерода в различных модификациях(смесь углеводов с водой, ПАВ). Область применения данной группы ограничивается с залежами с повышенной вязкостью нефти от 10-30сП приуроченных к пластам с проницаемостью обеспечивающие промышленную приемистость водяных нагнетательных св-ин. Ко 2-ой группе относятся процесс внутри пластового давления с созданием и перемещением фронта горения в пласте или высокой температурной зоны и закачка в пласты теплоносителей ( перегретый пар, горячая вода). Методы применяют пластах с залежью с высоковязкой нефтью равной или более 20-30 сП и пластов, обеспечивающих приемистость по воздуху или теплоносителю. 3-ая группа основана на достижении смешанности в пластовых условиях нефти и вытесняющего агента (жирный углеводородный газ высокого давления, двуокиси углерода, сжиженный газ, спирт). Методы применяются для залежей с легкой нефтью с не большой вязкостью, но приуроченные к пластам с низкой проницаемостью или пласты с глинистыми включениями, которые разбухают в контакте с закачиваемой водой и при этом резко снижают проницаемость водо-нагнетательных скв-н. При закачке в нефти насыщенные пласты с добавкой ПАВ с концентрацией 0,05 % прирост коэф-та нефти извлечения составляет 6-8% от начальных запасов. |
1.3. Физико-механические и тепловые свойства горных пород. К ним относятся: упругость эластичность, прочность, нажатие , разрыв. Их необходимо знать для решения практических задач проектирования гидр? К-во Просмотров: 211
Бесплатно скачать Реферат: Шпоры по нефтедобыче
| |||||
