Бурение скважин. Отчет по практике. Геология.
👉🏻👉🏻👉🏻 ВСЯ ИНФОРМАЦИЯ ДОСТУПНА ЗДЕСЬ ЖМИТЕ 👈🏻👈🏻👈🏻
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!
Похожие работы на - Бурение скважин
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Нужна качественная работа без плагиата?
Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу Без плагиата!
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ФГБОУ ВПО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ
УНИВЕРСИТЕТ»
ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА ИМ. М.С.
ГУЦЕРИЕВА
Геолого-технический наряд на бурение скважины
Схема промывки скважины при бурении
Приборы для контроля качества промывочных жидкостей
Коллекторские свойства продуктивных пластов
Физические свойства пластовой жидкости (нефти, газа и воды)
Показатели разработки залежи (продуктивного пласта)
Технологический режим работы фонтанных скважин
Технологический режим работы газлифтных скважин
Устройства для борьбы с отложениями парафина
Технические средства для исследования скважин перед
капитальным ремонтом.
Схема установки обезвоживания нефти
Системы автоматизации нефтяных скважин
Автоматизированные групповые замерные установки
Автоматизация сепарационных установок и ДНС
Технические средства для оперативного учета добываемой
продукции
Нефтепромысловые резервуары и их элементы
Обеспечение требований охраны труда при обслуживании
установок подготовки нефти, газа и воды
Организация пожарной охраны на предприятии
Организация безопасности жизнедеятельности в организации
Я проходил практику на Центральном месторождении ЦДПН-3 НГДУ-2 ОАО
«Белкамнефть» с первого по пятнадцатое июля 2013 года. Во время практики
преимущественно занимался работой оператора по добыче нефти и газа.
За время практики изучил оборудование и инструменты, используемые при
добыче и транспортировке нефти, а также ее первичной подготовке (сброс воды и
обессоливание на ЦПС). Научился уходу за устьевой арматурой скважин,
оборудованных ШГН, ЭЦН и с ОРЭ. Производил отбор проб скважинной продукции,
сбор сальникового устройства на полированном штоке и набивку сальников, осмотр
и заливку реагентов (ингибиторы парафиноотложения и деэмульгаторы) в УДЭ,
наблюдал за проведением различных мероприятий (спуско-подъемные операции,
кислотная обработка, запуск скважины после ее перевода с ЭЦН на ШГН, очистка
трубопровода от парафина запуском очистных устройств: «торпеды» или «пули»,
очистка НКТ от парафина с помощью механических и автоматических скребков,
выявление возможных неисправностей насоса ШГН путем опрессовки и т.д.).
Практика произвела на меня хорошее впечатление. В коллектив влился
довольно быстро, привыкнуть к рабочему графику также не представляло особой
сложности. Работа по началу казалась сложной, но за первые два-три дня освоился
и далее не испытывал каких-либо трудностей. Коллектив был отзывчивый и помогал,
если возникали какие-либо вопросы.
В целом, я считаю, что практика оказала на меня благотворное влияние,
значительно расширила мой кругозор, позволила, хоть и ненадолго, окунуться в
мир нефтяной промышленности, вдохновила на то, чтобы серьезно учиться и в итоге
стать нефтяником-профессионалом, востребованным на рынке труда.
Геолого-технический наряд - это оперативный план работы, в котором в виде
таблицы приводятся геологическая характеристика намечаемой к бурению скважины и
основные технические и технологические решения. ГТН является технологическим
руководством для рабочих, ведущих бурение скважины, поэтому его составление
требует самого ответственного отношения. Разработка наряда ведется участковым
геологом и инженером-технологом. Утверждает геолого-технический наряд главный
инженер геологоразведочной партии.
Геолого-технический наряд составляется на бурение каждой глубокой
скважины или группы мелких скважин, имеющих сходные геолого-технические условия
бурения. Забури-вание и бурение скважины без ГТН запрещается.
ГТН составляют на основании: проектной конструкции скважины; выбранного
бурового оборудования и инструмента; разработанной технологии бурения;
намеченных исследований в скважине; проведения необходимых специальных работ в
скважине. Геолого-технический наряд является обязательным документом к
исполнению буровыми бригадами.
В ГТН учитываются все геолого-технические параметры при бурении скважины
и необходимые комплексы исследований, для получения всех данных по полезному
ископаемому и вмещающим породам.
ГТН состоит из трех основных частей: геологической,
технико-технологической и исследовательской. В процессе бурения, особенно при
бурении глубоких, искусственно направленных и других скважин, бурящихся в сложных
условиях или на недостаточно изученных площадях, составители ГТН уточняют и
заполняют фактический разрез, проставляют категорию пород по буримости и выход
керна, вносят коррективы в технические и технологические параметры.
ГТН, подписанный исполнителями и утвержденный главным инженером
предприятия, выдается буровому мастеру до забурки скважины. Буровая бригада
перед началом работы изучает ГТН и руководствуется его требованиями в процессе
бурения скважины.
Подробно составленный геолого-технический наряд оказывает большую помощь
буровой бригаде. Однако нельзя ограничиться только составлением хорошего
геолого-технического наряда, необходимо тщательно наблюдать за выполнением всех
содержащихся в нем указаний по геолого-промысловым исследованиям.
На рис. 1 показана схема циркуляции бурового раствора и примерное
распределение потерь напора в отдельных элементах циркуляционной системы
скважины глубиной 3000 м. Из резервуаров 13 очищенный и подготовленный раствор
поступает в подпорные насосы 14, которые подают его в буровые насосы 1.
Последние перекачивают раствор под высоким давлением (до 30 МПа) по
нагнетательной линии, через стояк 2, гибкий рукав 3, вертлюг 4, ведущую трубу 5
к устью скважины 6. Часть давления насосов при этом расходуется на преодоление
сопротивлений в наземной системе. Далее буровой раствор проходит по бурильной
колонне 7 (бурильным трубам, УБТ и забойному двигателю 9) к долоту 10. На этом
пути давление раствора снижается вследствие затрат энергии на преодоление
гидравлических сопротивлений.
Затем буровой раствор вследствие разности давлений внутри бурильных труб
и на забое скважины с большой скоростью выходит из насадок долота, очищая забой
и долото от выбуренной породы. Оставшаяся часть энергии раствора затрачивается
на подъём выбуренной породы и преодоление сопротивлений в затрубном кольцевом
пространстве 8.
Поднятый на поверхность к устью 6 отработанный раствор проходит по
растворопроводу 11 в блок очистки 12, где из него удаляются в амбар 15 частицы
выбуренной породы и поступает в резервуары 13 с устройствами 16 для
восстановления его параметров; и снова направляется в подпорные насосы.
Нагнетательная линия (манифольд) состоит из трубопровода высокого
давления, по которому раствор подаётся от насоса 1 к стояку 2 и гибкому рукаву
3, соединяющему стояк 2 с вертлюгом 4. Манифольд оборудуется задвижками и
контрольно - измерительной аппаратурой. Для работы в районах с холодным
климатом предусматривается система обогрева трубопроводов.
- мерный стакан; 2 - крышка; 3 - подушка; 4, 5 - призмы; 6 - рычаг; 7 -
подвижный груз.
Задачей контроля качества бурового раствора в процессе бурения является
получение достоверной информации о текущих значениях его параметров с целью
своевременного обнаружения их отклонений от проектных значений и регулирования
свойств раствора.
Для измерения плотности бурового раствора используют весы рычажные
(плотномер), ареометр и пикнометр.
Принцип работы плотномера (рис. 2) основан на уравновешивании моментов
левой и правой сторон подвижной части весов относительно опоры. Для этого в
мерный стакан 1 заливают раствор и уравновешивают весы передвижением подвижного
груза, затем по шкале на рычаге определяют плотность раствора.
Ареометр погружают в стакан с буровым раствором и оставляют свободно
плавать. Деление на шкале, до которого ареометр погрузится в воду, покажет
плотность раствора.
Пикнометр представляет собой стеклянный сосуд известного объема с
притертой пробкой и меткой на шейке. Для определения плотности бурового
раствора сначала взвешивают сухой пикнометр, затем заполняют его буровым
раствором до метки, закрывают пробкой и заново взвешивают. Плотность раствора
будет равна отношению разности масс пикнометров пустого и заполненного
раствором к объему этого пикнометра.
Условная вязкость УВ (с) - величина, определяемая временем истечения из
стандартной воронки определенного объема бурового раствора, она условно
характеризует гидравлическое сопротивление течению, т.е. подвижность бурового
раствора. Для её измерения используют вискозиметры и воронки Марша.
- плита-основание; 2 - внешний цилиндр; 3 - кронштейн; 4 - диск со
шкалой; 5 - трубка; 6 - упругая нить; 7 - подвеска; 8 - стойка; 9 - подвесной
цилиндр; 10 - вращающийся столик; 11 - установочный винт; 12 -
электродвигатель.
Реологические показатели. Статическое напряжение сдвига (СНС) (Па) -
величина, определяемая минимальным касательным напряжением сдвига, при котором
начинается разрушение структуры в находящемся в покое буровом растворе. СНС характеризует
прочность тиксотропной структуры и интенсивность упрочнения во времени. Для
измерения СНС могут быть использованы прибор СНС-2 и ротационный вискозиметр
ВСН-3. Принцип работы этих приборов основан на измерении сдвиговых напряжений в
контролируемой среде, расположенной между соосными цилиндрами. Мерой сдвиговых
напряжений является угол поворота подвесного цилиндра вокруг своей оси.
Определение водоотдачи. Показатель фильтрации (см 3 ) -
величина, определяемая объемом дисперсионной среды, отфильтрованной за
определенное время при пропускании бурового раствора через бумажный фильтр
ограниченной площади, он косвенно характеризует способность бурового раствора
отфильтровываться через стенки ствола скважины. Для измерения используются
фильтр-пресс ФЛР-1, прибор ВМ-6, прибор ВГ-1М. Принцип работы этих приборов
основан на способности дисперсионной среды отфильтровываться под давлением из
бурового раствора.
- отсчетное устройство; 2 - электропривод; 3 - счетчик; 4 - ходовой винт;
5 - измерительная пружина; 6 - вал; 7 - диаграмма; 8 - милливольтметр; 9 -
подъемный стакан; 10 - фильтрующий элемент; 11 - рамка; 12 - измерительный
груз; 13 - корпус; 14 - манометр.
Статическое напряжение сдвига в фильтрационной корке (МПа) - величина,
определяемая минимальным усилием сдвига груза, находящегося в контакте с
фильтрационной коркой, косвенно характеризует прихватоопасные свойства бурового
раствора. Для измерения используется установка НК-1. Принцип работы установки
основан на определении СНС поверхностных слоев корки по усилию сдвига
помещенного на нее груза. Фильтрационная корка, сформированная под давлением,
поднимается при помощи подъемного столика и входит в контакт с грузом. После
этого определяют толщину корки и усилие сдвига.
Концентрация посторонних твердых примесей (%) - величина, определяемая
отношением количества всех грубодисперсных частиц независимо от их
происхождения к общему количеству бурового раствора. Характеризует степень
загрязнения бурового раствора. Для определения используется металлический
отстойник ОМ-2.
Показатель стабильности (г/см 3 ) - величина, определяемая
разностью плотностей нижней и верхней частей отстоявшегося в течение
определенного времени бурового раствора, косвенно характеризирующая способность
раствора сохранять свою плотность. Для определения используется цилиндр
стабильности ЦС-2.
Показатель седиментации (%) - величина, определяемая количеством
дисперсной фазы, отделившейся от определенного объема бурового раствора в результате
гравитационного разделения его компонентов за определенное время. Косвенно
характеризует стабильность бурового раствора. Для определения используется
стеклянный мерный цилиндр.
Рисунок 5. Цилиндр стабильности ЦС-2
- цилиндр; 2 - ручка; 3 - резиновая пробка
Концентрация газа (%) - величина, определяемая объемом газа в единице
объема бурового раствора. Характеризует степень разгазирования или вспенивания
бурового раствора. Для определения могут быть использованы прибор ПГР-1 и
прибор ВГ-ЦМ.
Водородный показатель рН характеризует активность или концентрацию ионов
водорода в буровом растворе. Для измерения используются индикаторная бумага и
лабораторный рН-метр.
- станина; 2 - крышка; 3 и 4 - зубчатые колеса; 5 - ключ; 6 - прижимной
винт; 7 - ручка; 8 - приборный блок; 9 - выключатель; 10 - опорные ножки; 11 -
прибор; 12 - переключатель; 13 - штанга; 14 - кронштейн; 15 - крыльчатка; 16 -
столик; 17 - чашка; 18 - кольцо; 19 - вал; 20 - рабочий вал; 21 -
мотор-редуктор; 22 - цепь; 23 - регулятор установки нуля; 24 - разъем; 25 -
гайка; 26 - блок-вставка; 27 - винт; 28 - лампочка сигнальная.
Смазочная способность бурового раствора косвенно определяется коэффициентом
трения скольжения и трения качения, временем работы установки до появления
заеданий трущихся при заданном контактном напряжении. Для определения
используется установка УСР-1, принцип работы которой основан на определении
коэффициента трения между вращающимся кольцом и неподвижной вставкой,
помещенными в буровой раствор. При этом кольцо и вставка сдавливаются между
собой нормированным усилием. Коэффициент трения определяют измерением и
преобразованием активной мощности, потребляемой электродвигателем привода
установки.
Напряжение электропробоя (В) - величина, определяемая разностью
потенциалов в момент разряда тока между расположенными на определенном
расстоянии электродами, погруженными в раствор, которая косвенно характеризует
стабильность буровых растворов на нефтяной основе. Для измерения используется
прибор ИГЭР-1.
Удельное электрическое сопротивление (Ом∙м) - величина,
определяемая сопротивлением бурового раствора проходящему через него
электрическому току, отнесенным к единице поперечного сечения и длины взятого
объема бурового раствора. Для измерения используется резистивиметр ПР-21.
Обсадную колонну собирают из обсадных труб либо одного номинального
размера (одноразмерная колонна), либо двух номинальных размеров (комбинированная
колонна). Трубы подбирают в секции в соответствии с запроектированной
конструкцией обсадной колонны.
Для облегчения спуска обсадной колонны и качественного ее цементирования
по выбранной технологии в состав колонны вводят дополнительные элементы:
башмак, обратный клапан, заливочный патрубок, упорное кольцо, заливочную муфту,
трубные пакеры, центраторы (фонари), скребки.
Башмак обсадной колонны навинчивают на нижний конец первой (снизу)
обсадной трубы и закрепляют сваркой. Он служит для предохранения нижнего торца
обсадной колонны от смятия и для ее направления по стволу скважины в процессе
спуска. Используются башмаки различной конструкции: простейшая представляет
собой короткий отрезок стальной толстостенной трубы с фасками (наружной и внутренней)
на нижнем торце. Такие башмаки устанавливают на обсадных колоннах большого
диаметра, начиная с 351 мм.
Обычно в башмачное кольцо снизу вводят направляющую пробку. Она имеет
конусообразную или сферическую форму и изготовляется из легко разбуриваемого
материала: бетона, алюминия, дерева. Имеются пробки чугунные и стальные.
Благодаря своей форме, пробка облегчает прохождение обсадной колонны на
участках искривления ствола. В самом кольце башмака или в направляющей пробке
делают боковые отверстия, через которые цементный раствор закачивается в
затрубное пространство.
Обратный клапан устанавливают в нижней части обсадной колонны на одну-две
трубы выше башмака. Имеются конструкции колонных башмаков, включающие обратный
клапан. Обратный клапан служит для перекрытия пути поступления жидкости внутрь
обсадной колонны. В зависимости от конструктивных особенностей обратные клапаны
могут выполнять дополнительные функции: дифференциальный клапан при спуске
колонны допускает регулируемое частичное заполнение обсадной колонны жидкостью,
обратные клапаны типа ЦКОД допускают постоянное заполнение колонны и
срабатывают после введения дополнительного запорного элемента (шарика) и т.п.
Выбор конструкции клапана зависит от конкретных условий в скважине, и прежде
всего от опасности проявлений и наличия зон поглощения.
Заливочный патрубок устанавливают непосредственно над башмаком (ниже
обратного клапана). Он представляет собой отрезок трубы длиной около 1,5 м с
отверстиями, расположенными по винтовой линии. Они соединяют затрубное
пространство с внутренним объемом обсадной колонны. Заливочный патрубок
применяют для подачи цементного раствора в затрубное пространство при
цементировании обсадной колонны.
Упорное кольцо (кольцо «стоп») устанавливают в обсадной колонне на 20 -
30 м выше башмака. Оно имеет суженный внутренний диаметр и служит для
задерживания цементировочных пробок. Кольцо изготовляют из серого чугуна,
иногда применяют упорные кольца, изготовленные из цемента.
Заливочной муфтой обсадная колонна оснащается в том случае, если
предусматривается ступенчатое цементирование. Она позволяет открыть в нужный
момент каналы для подачи цементного раствора в затрубное пространство, а затем
вновь их перекрыть. Место установки муфты определяется заранее по протяженности
интервалов цементирования.
Трубный пакер вводят в оснащение обсадной колонны для создания надежной
изоляции отдельных интервалов в затрубном пространстве. Пакер устанавливают в
местах залегания устойчивых непроницаемых горных пород. В большинстве
конструкций пакеров надежная изоляция достигается деформированием эластичного
элемента, надетого на корпус, и плотным его смыканием со стенками ствола
скважины. По способу перевода в рабочее состояние трубные пакеры подразделяются
на гидравлические и механические. В гидравлическом пакере под уплотнительный
элемент поступает жидкость, вызывая его деформацию в поперечном размере. В
механическом пакере эластичный элемент деформируется за счет разгрузки на него
части веса самой обсадной колонны.
Центраторы («фонари») устанавливают на обсадной колонне для поддержания
соосности ствола скважины и спущенной обсадной колонны и создания благоприятных
условий для равномерного распределения цементного раствора по кольцевому
зазору. Как считают некоторые исследователи, центраторы также способствуют
снижению сил трения при спуске колонны и более полному замещению цементным
раствором жидкости, находившейся в затрубном пространстве. Как правило,
применяют пружинные центраторы, при использовании которых центрирование колонны
в стволе скважины осуществляют с помощью пружинных арочных планок, концы
которых закреплены на кольцах-обоймах. По конструкции колец центраторы
подразделяют на разъемные и неразъемные. Кольцо-обойма состоит из двух шарнирно
соединенных половинок. Такой центратор легко надевается на обсадную трубу над
устьем скважины при спуске колонны. У неразъемных центраторов кольца-обоймы
целые, они должны быть предварительно надеты на трубу. Продольное перемещение
центраторов по трубе ограничивается стопорным кольцом, которое располагается между
кольцами-обоймами.
Эффект центрирования зависит от правильности выбора интервала установки
центраторов по стволу и расстояния между цент-раторами на колонне. Центраторы
размещают на наиболее ответственных участках колонны, где надежность изоляции
имеет очень большое значение (интервал продуктивного горизонта и его кровли,
низ обсадной колонны и т. п.).
Скребки устанавливают на обсадной колонне для удаления глинистой корки со
стенок скважины и повышения надежности сцепления цементного камня со стенками
ствола скважины. Известны две разновидности конструкции скребков - круговые и
прямолинейные.
Устье скважины при бурении, опробовании, а также при испытании
герметизируют с помощью специального противовыбросового оборудования. В
комплект противовыбросового оборудования входят плашечные, универсальный,
вращающийся превенторы, аппаратура для дистанционного и ручного управления ими,
а также система трубопроводов обвязки с задвижками (или кранами) высокого
давления, имеющими дистанционное управление.
При использовании плашечных превенторов скважины перекрываются
сдвигающимися к центру плашками, выполненными из специальной резины с
металлической арматурой. Как правило, на устье скважины устанавливается два
превентора, оснащенных плашками, соответствующими наружному диаметру труб,
которые находятся в скважине. Глухие плашки устанавливаются по мере
необходимости перекрытия всего сечения скважины. Закрывать плашки можно как
ручным способом при помощи штурвала, так и с помощью гидравлического или
электрического приводов. Конструкция плашек выполнена таким образом, что за
счет давления, возникающего внутри скважины, образуется дополнительное усилие,
способствующее еще большему уплотнению.
В универсальных превенторах ствол скважины перекрывается специальным
резиновым уплотнением, смонтированным в корпусе. В открытом состоянии
уплотнение обеспечивает прохождение долота. Универсальные превенторы можно
закрывать на трубах различного размера и вида (бурильных, УБТ и т. д.).
Вращающиеся автоматические превенторы предназначаются для автоматической
герметизации устья скважины в процессе бурения. Они позволяют вращать и
расхаживать бурильную колонну при закрытом превенторе; выпускаются на рабочее
давление 7,5 и 20 МПа.
Пористостью определяется способность пород вмещать воду, а также жидкие и
газообразные углеводороды, т.е. пористость характеризует наличие пустот (пор) в
породе. Каналы, образуемые порами, можно разделить на крупные (диаметром более
0,5 мм), капиллярные (0,0002…0,5 мм) и субкапиллярные (менее 0,0002 мм).
Отношение суммарного объема пор к общему объему образца называется
коэффициентом полной пористости. Его величина колеблется в широких пределах: от
0,05…1,25% у магматических пород до 6…52% у песков.
Ввиду того, что коэффициент полной пористости не учитывает наличие связи
между порами и, соответственно, фильтации через них пластовых флюидов,
используются коэффициенты открытой и эффективной пористости. Коэффициент
открытой пористости - это отношение к объему образца суммарного объема пор,
сообщающихся между собой. Коэффициент эффективной пористости - это
относительный объем пор, по которым возможно движение заполняющих их жидкостей
и газов.
Под проницаемостью горных пород понимают их способность пропускать через
себя жидкости или газы. Она характеризуется коэффициентом проницаемости,
входящим в формулу линейного закона фильтрации Дарси и имеющим размерность [м 2 ].
Физический смысл этой размерности заключается в том, что проницаемость как бы
характеризует размер площади сечения каналов пористой среды, по которым
происходит фильтрация. По закону Дарси коэффициентом проницаемости, равным 1 м 2 ,
обладает образец пористой среды площадью поперечного сечения 1 м 2 и
длиной 1 м, через который при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью
1 Па∙с составляет 1м 3 /с. Для большинства нефтяных
месторождений коэффициент проницаемости равен 0,1…2 мкм 2 , для
газовых до 0,005 мкм 2 .
В случае фильтрации смеси нефти, газа и воды проницаемость породы будет
меняться в зависимости от соотношения каждой фазы. Абсолютной называется
проницаемость, наблюдающаяся при фильтрации только одной какой-либо фазы. Под
эффективной (фазовой) проницаемостью понимают проницаемость для жидкости или
газа при одновременной фильтрации многофазных систем. Фазовая проницаемость
зависит от свойств пористой среды и каждой фазы в отдельности, от соотношения
фаз в смеси и существующих градиентов давления. Относительной проницаемостью
называют отношение эффективной проницаемости к абсолютной.
Удельной поверхностью породы называется суммарная площадь поверхности
частиц, приходящаяся на единицу объема образца. От ее величины зависят
проницаемость и содержание остаточной (связанной) воды и нефти. Удельная
поверхность нефтесодержащих пород нефтяных месторождений, имеющих промышленное
значение, составляет от 40000 до 230000 м 2 /м 3 , что
связано с небольшим размером зерен и их плотной упакованностью.
Упругость пласта - это его способность изменять свой объем при изменении
давления.
Нефтенасыщенность (газо- или водонасыщенность) характеризует запасы нефти
(газа или воды) в пласте. Коэффициент нефтенасыщенности (газо- или
водонасыщенности) равен доле объема пор, заполненных нефтью (газом или водой).
Таблица 1. Пример коллекторских свойств продуктивных пластов некоторых
месторождений УР
Верейский, В-II 15394011,52930,512,8
бурение скважина промывка фонтанный
Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти - это объем газа,
растворенного в 1 м 3 пластовой нефти. Газосодержание обычно выражают
в м 3 / м 3 или м 3 /т. Оно может достигать 300…500
м 3 / м 3 , но обычно его значение колеблется в пределах
30…100.
Растворимость газа - это максимальное количество газа, которое может быть
растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и
температуре. Газосодержание может быть равно растворимости или меньше ее.
Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа,
выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу.
Промысловым газовым фактором называют количество добытого газа в м 3 ,
приходящееся на 1 м 3 (т) дегазированной нефти. Он определяется по
данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени.
Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ
начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов
нефти и газа в залежи, от пластовой температуры.
Сжимаемость пластовой нефти обуславливается тем, что, как и все жидкости,
нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости,
характеризующим относительное приращение объема нефти при изменении давления на
единицу. Сжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов
проявляется главным образом при разработке залежей в условиях постоянного снижения
пластового давления.
Коэффициент теплового расширения показывает, на какую часть
первоначального объема изменяется объем нефти при изменении температуры на 1°С.
Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем занимает в
пластовых условиях 1 м 3 дегазированной нефти. Объем нефти в
пластовых условиях увеличивается по сравнению с объемом в нормальных условиях в
связи с повышенной температурой и большим количеством газа, растворенного в
нефти, а также ее плохой сжимаемостью.
Плотность пластовой нефти - масса нефти, извлеченной из недр с
сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1,2…1,8 раз
меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в
пластовых условиях за счет растворенного газа.
Вязкость пластовой нефти определяет степень ее подвижности в пластовых
условиях и также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях.
Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными
показателями. К ним можно отнести следующие.
Добыча нефти из месторождения в процессе его разработки. Процесс
разработки можно условно разделить на четыре стадии:
) рост добычи на начальном этапе разработки, обусловленный
обустройством месторождения, вводом новых скважин;
) максимальная добыча нефти в течение некоторого периода времени;
) резкое падение добычи и значительный рост обводненности
продукции скважин;
) сравнительно медленное, постепенное падение добычи нефти и
неуклонное нарастание обводненности; завершающая стадия добычи нефти.
Темп разработки месторождения, равный отношению текущей добычи нефти к
извлекаемым запасам месторождения. Если извлекаемые запасы нефти остаются
неизменными в процессе разработки месторождения, то изменение во времени темпа
разработки происходит аналогично изменению добычи нефти и проходит те же
стадии.
Добыча жидкости из месторождения - суммарная добыча нефти и воды. Добыча
жидкости всегда превышает добычу нефти и может отличаться от нее в несколько
раз на третей и четвертой стадиях.
Нефтеотдача - отношение количества извлеченной из пласта нефти к
первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу.
Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта
нефти на данный момент разработки пласта к ее первоначальным запасам. Конечная
нефтеотдача - отношение количества добытой нефти к первоначальным запасам в
конце разработки пласта. Вместо термина «нефтеотдача» употребляют также термин
«коэффициент нефтеотдачи».
Добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки. Эта
величина зависит от содержание газа в пластовой нефти, подвижности газа
относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к
давлению насыщения, системы разработки нефтяного месторождения. Для
характеристики добычи нефти и газа из скважин употребляют понятие о газовом
факторе, т.е. отношении объема добываемого из скважины газа, приведенного к
стандартным условиям, к добыче в единицу времени дегазированной нефти. Средний
газовый фактор равен отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти из
месторождения.
Расход нагнетаемых в пласт веществ и их извлечение с нефтью и газом. При
осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из
недр в пласт закачиваются обычная вода, вода с добавками химических реагентов,
горячая вода или пар, углеводородные газы, воздух, двуокись углерода и другие
вещества. Расход этих веществ может изменяться в процессе разработки
месторождения.
Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяного
месторождения давление в пласте изменяется по сравнению с
Похожие работы на - Бурение скважин Отчет по практике. Геология.
Оценка Экономической Эффективности Создания Химического Производства Курсовая
Реферат: History Of Bouncing Euro Essay Research Paper
Сочинение На Тему Недоросль Нашего Времени
Курсовая Работа По Теории Государства И Права На Тему Правовые Отношения
Эссе На Тему Моя Будущая Профессия
Реферат: Основы физической географии
Сочинение На Тему Доброе Чтение
Реферат: Hurrican Essay Research Paper Hurricane ErieOn June
Реферат: Фёдор Рокотов. Скачать бесплатно и без регистрации
Контрольная работа: Экспертные методы в психодиагностике
Упражнения На Гимнастических Снарядах Реферат
Реферат: Macbeth Role Of Witches Essay Research Paper
Как Вы Понимаете Сила Характера Сочинение 9.3
Реферат По Теме Велосипедный Спорт
Онегин Добрый Мой Приятель Сочинение
Дипломная работа по теме Правовое регулирование коммерческого найма жилого помещения
Отчет По Месту Прохождения Практики
Реферат: Виды современного копировального оборудования. Что и как выбирать
Культурно Досуговая Деятельность Реферат
Сочинение Капитанская Дочка Гринев В Белогорской Крепости
Реферат: Автоматизация процесса обжига в туннельной печи
Контрольная работа: Уголовное преследование
Реферат: Заработная плата в РФ