Способ определения коэффициента отбора нефти и газа. Нормы отбора нефти


Норма - отбор - нефть

Норма - отбор - нефть

Cтраница 2

В технологических режимах наряду с нормами отбора нефти по скважинам устанавливаются нормы отбора жидкости, которые определяются с учетом обеспечения оптимальной динамики обводнения продукции по объекту разработки. При решении этой задачи требуется учет многих геолого-физических ( строение объекта, соотношение вязкостей нефти и воды и др.) и технологических ( метод воздействия, стадия разработки и др.) факторов. При этом необходимо выделить главные факторы, оказывающие в данный период доминирующее влияние на динамику обводнения, и принять правильное решение по их учету.  [16]

В технологических режимах наряду с нормами отбора нефти по скважинам устанавливают нормы отбора жидкости, которые определяют с учетом оптимизации динамики обводнения продукции по объекту разработки. Решение этой задачи требует учета многих геолого-физических ( особенности строения объекта, соотношение вязкостей нефти и воды и др.) и технологических ( метод воздействия, стадия разработки и др.) факторов. При этом необходимо выделять главные факторы, оказывающие в данный период времени доминирующее влияние на динамику обводнения, и принять правильное решение по их учету.  [17]

В технологических режимах наряду с нормами отбора нефти по скважинам устанавливаются нормы отбора жидкости, которые определяются с учетом обеспечения оптимальной динамики обводнения продукции по объекту разработки. При решении этой задачи требуется учет многих геолого-физических ( строение объекта, соотношение вязкостей нефти и воды и др.) и технологических ( метод воздействия, стадия разработки и др.) факторов. При этом необходимо выделить главные факторы, оказывающие в данный период доминирующее влияние на динамику обводнения, и принять правильное решение по их учету.  [18]

При установлении технологического режима главным является обоснование норм отбора нефти по каждой добывающей скважине. При этом должно соблюдаться следующее непременное условие - сумма отбора по уровням отбора. Различают два вида норм отбора по добывающим скважинам: технологические ( основные) и технические.  [19]

Если проектом предусматривается увеличение ( или уменьшение) норм отбора нефти из пласта, то плановый объем добычи устанавливают в соответствии с возрастающей ( или убывающей) нормой отбора.  [21]

Результаты исследования скважин и пластов используются для установления норм отбора нефти из скважин и залежи в целом.  [23]

Главное при установлении технологического режима работы скважин - обоснование норм отбора нефти из каждой добывающей скважины. Различают технические и технологические нормы. Под технической нормой отбора понимают максимально допустимый дебит нефти по скважине, если по той или иной причине он требует ограничения по сравнению с технологической нормой.  [24]

Ведет наблюдение за эксплуатацией месторождения: участвует в обосновании норм отбора нефти и газа из нефтеносных пластов и отдельных скважин и норм закачки рабочего агента; ведет тщательный контроль за изменением пластового давления, возвратом скважин, регулированием перемещения контуров воды и газа, капитальным ремонтом скважин; следит за изменением газонасыщенности и водонасыщенности пласта, физических и химических свойств добываемых жидкостей и газа; дает геологическое обоснование проведения мероприятий по увеличению добычи нефти.  [25]

Главное при установлении технологического режима работы скважин - обоснование норм отбора нефти из каждой добывающей скважины. Различают технические и технологические нормы. Под технической нормой отбора понимают максимально допустимый дебит нефти по скважине, если по той или иной причине он требует ограничения по сравнению с технологической нормой.  [26]

В период эксплуатации месторождения основными задачами геологической службы являются: обоснование норм отбора нефти и газа из нефтеносных пластов и отдельных скважин и норм закачки рабочего агента; тщательный контроль за изменением пластового давления, возвратом скважин, регулированием перемещения контуров воды и газа и сохранением действующего фонда скважин, капитальным ремонтом скважин; изучение изменения газонасыщенности и водонасыщенности пласта, физических и химических свойств добываемых жидкостей и газа; контроль за соблюдением правил по охране недр; геологическое обоснование проведения мероприятий по увеличению добычи нефти.  [27]

Условия рациональной эксплуатации объекта со временем изменяются, в связи с чем нормы отбора нефти должны систематически пересматриваться.  [28]

Одновременно с технологическими режимами составляется и утверждается план геолого-технических мероприятий по обеспечению норм отбора нефти из эксплуатационного объекта. В целях гарантированного выполнения планов и компенсации возможных не предусмотренных планом сбоев в геолого-технических мероприятиях, обеспечивающих выполнение установленных плановых заданий, предусматриваются резервы в объеме 1 - 3 % месячного задания.  [29]

Все указанные данные являются основой для установления рационального технологическего режима эксплуатации залежи и норм отбора нефти ( и газа) из пласта.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Норма - отбор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Норма - отбор

Cтраница 1

Норма отбора из эксплуатационного объекта разработки состоит из объема добычи нефти и газа, достигаемого при выполнении проектных решений, и устанавливается в составе годовой программы работ.  [1]

Норма отбора определяется рядом факторов. Наиболее часто она устанавливается из расчета пропорционального распределения отбора по всей продуктивной площади в зависимости ог режима месторождения.  [2]

Норма отбора для объектов с неограниченным отбором определяется суммой норм отборов из действующих и вводимых в эксплуатацию скважин. Она может отличаться от принятой в технологической схеме или проекте разработки вследствие погрешностей в определении параметров пластов, неполного соответствия расчетных схем действительным условиям и других факторов.  [3]

Нормы отбора по объектам пересматриваются ежегодно. По скважинам нормы отбора устанавливаются на срок от одного до шести месяцев. Для скважин всех категорий сроки установления норм отбора определяются управлениями нефтедобывающей промышленности совнархозов.  [4]

Нормы отбора из скважин, эксплуатирующих многопластовые объекты, слагаются из норм отбора этой скважиной по каждому из эксплуатируемых в ней пластов.  [5]

Норма отбора - количество извлекаемой нефти, жидкости и воды из скважин, предусмотренное технологическим проектом.  [6]

Норма отбора как количественная величина в обязательном порядке должна сочетаться с нормативом качества получаемых продуктов. В процессах, при которых рараллельно отбираются разные продукты, суммарная норма, например процент светлыл, недостаточна, так.  [7]

Подсчитать норму отбора пластовой жидкости в сутки по месторождению Рокуэл в целом и отдельно на скважину при условии, что текущая добыча ограничена так, что забойное давление стабилизировалось к концу четвертого периода разработки.  [8]

При неизменной норме отбора из пласта, что соответствует периоду полного развития разработки пласта, плановый объем добычи будет равен среднесуточной норме отбора, умноженной на календарное число дней в планируемом периоде.  [9]

При неизменной норме отбора из пласта, что соответствует периоду полного развития разработки пласта ( пластовое давление, обводненность и число скважин не меняются) плановый объем добычи будет равен среднесуточной норме отбора, умноженной на календарное число дней в планируемом периоде. Если проектом предусматривается увеличение норм отбора нефти из пласта, что характерно периоду развития его разработки, то плановый объем добычи устанавливают в соответствии с возрастающей нормой отбора. При этом для наращивания норм отбора предусматривают равномерный в течение планируемого года ввод новых скважин.  [10]

Под нормой отбора следует понимать максимальный дебит скважины, допустимый условиями рациональной эксплуатации и обеспечиваемый продуктивной характеристикой скважин. Нормы отборов, представляющие максимальные допустимые дебиты скважин, могут отличаться от технических норм добычи нефти, устанавливаемых бригаде по добыче на каждый месяц и учитывающих технические возможности установленного оборудования.  [11]

Увеличение сверх нормы отбора суспензии, а следовательно, количества поступающего в колонну рассола, вызывает падение концентрации СО2 в уходящем газе. Процесс карбонизации в верхней части колонны замедляется, и зона зарождения кристаллов NaHCO3 опускается. Время для роста образовавшихся кристаллических зародышей уменьшается, и качество кристаллов поэтому ухудшается.  [12]

Увеличение сверх нормы отбора суспензии, а следовательно, количества поступающего в колонну рассола, вызывает падение концентрации COg в уходящем газе. Процесс карбонизации в верхней части колонны замедляется, и зона зарождения кристаллов ЫаНСОз опускается. Время для роста образовавшихся кристаллических зародышей уменьшается, и качество кристаллов поэтому ухудшается.  [13]

Возможность увеличения норм отборов в подобных случаях может быть четко установлена по повышению пластовых, забойных или буферных давлений в фонтанных скважинах и динамических уровней в глубиннонасосных скважинах.  [14]

При установлении норм отбора добывающие скважины подразделяют на две категории: с неограниченным и ограниченным отбором.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

ТЕМА 3.4. Нормы отбора углеводородов из скважин пластов.

Геология ТЕМА 3.4. Нормы отбора углеводородов из скважин пластов.

Количество просмотров публикации ТЕМА 3.4. Нормы отбора углеводородов из скважин пластов. - 193

 Наименование параметра  Значение
Тема статьи: ТЕМА 3.4. Нормы отбора углеводородов из скважин пластов.
Рубрика (тематическая категория) Геология

Установить технологический режим работы скважины- это значит выбрать такие параметры оборудования, которые обеспечивают получение заданного дебита углеводородов при соответствующем забойном давлении. Различают норму отбора продукции скважины с позиций притока в скважину и норму отбора с позиций подъема на поверхность.

С позиций притока максимальный дебит скважины обеспечивается с одной стороны продуктивной характеристикой скважиныи пласта͵ а с другой стороны- условиями рациональной эксплуатации залежи.

С позиций подъема продукции на поверхность максимальный дебит скважины обеспечивается рациональным использованием эксплуатационного оборудования и требованиями рациональной эксплуатации залежи. Такой дебит является оптимальным, и его называют технической нормой добычи нефти.

Технологический режим работы скважины определяют при помощи индикаторной диаграммы, на которую дополнительно наносят данные о количестве добываемой воды (обводненность), добываемого газа (газовый фактор), выносимого песка исходя из депрессии( или забойного давления). При этом также принимается во внимание зависимость дебита от параметров эксплуатационного оборудования.

Дебит скважины ограничивается геолого- технологическими и техническими причинами. По этой причинœе добывающие скважины подразделяются на скважины с ограниченным отбором и неограниченным отбором.

Норму отбора могут ограничивать состояние устойчивости пород пласта (вынос песка), наличие подошвенной воды инœеобходимость ограничения объёма добываемой воды, наличие верхнего газа и крайне важно сть уменьшения газового фактора, крайне важно сть предотвращения прорывов воды и газа. Техническими причинами ограничения нормы отбора могут являться недостаточная прочность эксплуатационнойколонны и возможное смятие ее при снижении забойного давления, ограниченная мощность эксплуатационного оборудования, вредное влияние газа на работу скважинных насосов и др.

Неограниченный отбор флюидов допускается в малодебитных скважинах, эксплуатирующих истощенные пласты с низким пластовым давлением, когда они удалены от ВНК иГНК, а динамический уровень снижается до кровли или подошвы пласта. Неограниченный отбор обычно назначается на поздней стадии разработки, к примеру, в сильно обводненных пластах при форсировании отборов. При назначении неограниченного отбора стремятся обеспечить потенциальный дебит скважины.

ТЕМА 3.4. Нормы отбора углеводородов из скважин пластов. - понятие и виды. Классификация и особенности категории "ТЕМА 3.4. Нормы отбора углеводородов из скважин пластов." 2014, 2015.

referatwork.ru

Способ определения коэффициента отбора нефти и газа

 

Использование: испытание нефтяных и газовых скважин. Сущность изобретения: за период непрерывного процесса отбора нефти или газа, полностью зарегистрированного глубинным манометром, определяют начальное пластовое давление, отбирают максимально возможное количество нефти или газа и определяют текущее давление, соответствующее количеству отобранных нефти или газа. Коэффициент отбора определяют как отношение этого количества к разности между начальным и текущим пластовыми давлениями. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к испытанию нефтяных и газовых скважин, в том числе в процессе бурения.

Опубликована статья Газалян Г.С.Авдеев О.К.Грошев Е.Б. Деревянко М.К. Оценка параметров пласта, рассчитанных по данным, полученным в процессе бурения и пробной эксплуатации скважин (Журнал Бурение, 1970, N 1). На разведочных площадях в Белоруссии, Пермской и Оренбургской областях и в других районах, после окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны, перед пробной эксплуатацией, как правило, проводят солянокислотную обработку карбонатных коллекторов, вследствие чего гидродинамические параметры-коэффициенты продуктивности, гидропроводности бывают в несколько раз выше, чем в процессе бурения. За период пробной эксплуатации залежи зачастую отбирают значительные количества жидкости, в результате чего изменяются параметры пласта, которые и не могут быть постоянными во времени при дренировании залежи. В Ненецком автономном округе на Ардалинском нефтяном месторождении в настоящее время совместное предприятие "Полярное Сияние" американской фирмы "Конако" и объединение "Архангельскгеология" бурят эксплуатационные скважины. За 15 лет участники планируют добыть и реализовать 16 млн. тонн нефти. Именно к этому сводятся все гидродинамические расчеты с меняющимися во времени параметрами. (Рязанцев Н.Ф. Карнаухов М.Л. Белов А.Е. Испытание скважин в процессе бурения М. Недра, 1982,с.273 )на с. 273 привели 4. "Оценка промышленной перспективности испытываемых объектов при получении понижающих значений давления в конце закрытых периодов при двух и трехцикловых испытаниях". В нем, в частности, сказано: двух и трехцикловые испытания позволяют более уверенно оценивать промышленную перспективность продуктивных горизонтов, т.е. тех, которые по результатам испытания оцениваются как нефте-газонасыщенные. Практически любому геологу очень трудно дать согласие на отказ от испытания в колонне объекта, оказавшегося продуктивным при испытании в открытом стволе. Для этого ему необходимы неопровержимые данные о бесперспективности такого объекта. Наряду с этим, технологической службе буровой организации весьма трудно согласиться с необходимостью спуска эксплуатационной колонны на объект, который хотя и дал продукцию, но при этом обладает тенденцией к неуклонному понижению давления по мере отбора из него флюида. В таких случаях многоцикловые испытания оказывают неоценимую услугу при интерпретации. Авторы делают вывод, что все сказанное свидетельствует о том, насколько важно правильно и тщательно организовывать испытание в открытом стволе, добиваться окончательного результата. На стр. 274 приведен пример испытания скважины 4 Минеральная в интервале 5228-5288 м. 1-й открытый период 10 мин, 1-й закрытый период 40 мин, 2-й открытый период 60 мин, 2-й закрытый период 130 мин. Уровень в трубах повысился на 140 метров, отобрали попутный нефтяной газ. Разница между величинами давления в конце первого и второго закрытых периодов составила 6,3 МПа. Экстраполяция кривых давления дала два значения пластового давления 82,7 и 77,2 МПа, скин-эффект оказался равным соответственно 3,07 и 4,4, что свидетельствует о незагрязненности призабойной зоны. "Излом" графика Хорнера (для второй КВД) свидетельствует о том, что проницаемость удаленной зоны пласта еще ниже, чем проницаемость зоны. Назначать пласт к испытанию в колонне явно нецелесообразно. На стр. 276 приведен пример испытания скважин 253 Октябрьская в интервале 4895-4896 м. После повторного (17.08.76 г.) трехциклового испытания давления в конце первого и второго закрытых периодов (61,8 и 58,8 МПа) оказались практически такими же, как и при первом испытании. В конце третьего закрытого периода давление оказалось равным 53,6 МПа. Общая продолжительность испытания составила почти 15,5 ч. За счет притока газа с нефтью объем жидкости в бурильных трубах увеличился на 3,5 м3. По результатам двух испытаний оказалось возможным сделать заключение о том, что фораминифоровые отложения в скважине 253 продуктивны, однако размеры проницаемого участка ствола ограничены; пласт, хотя и имеет область питания с начальным давлением 62 МПа, быстро истощается и поэтому промышленной ценности не представляет. Следует добавить, что после дальнейшего углубления этой скважины и вскрытия верхнемеловых отложений при испытании последних обнаружили аналогичную картину. Даже после многократных кислотных обработок пласты работали с затухающим дебитом. Таким образом и верхнемеловые отложения имели ограниченную проницаемую область, которая быстро истощалась при отборе из нее нефти. В Ненецком автономном округе с 16.11.93 г. по 16.12.93 г. испытывали скважину N 1 Северная Хоседа. Интервал перфорации 3040-3076 м, начальное пластовое давление 31,154 МПа. Ровно за 10 суток на одном режиме отобрали 3915,5 тонн нефти. Кривую восстановления давления (КВД) фиксировали 20 суток глубинным манометром с электронным блоком памяти. Через компьютер и принтер блок памяти выдал таблицы забойного давления и температуры примерно через 1 мин и их непрерывный график за все 30 сут испытания. В течение открытого периода забойное давление непрерывно уменьшалось до 27,555 МПа. В конце закрытого периода оно восстановилось до 30,062 МПа, что меньше начального статического пластового давления на 1,092 МПа. Начальные значения КВД приведены в нижеследующей таблице. На чертеже приведен график, который можно считать типовым. На нем выделяются: 1. Крутой подъем КВД до значения 28,23 МПа. 2. Близкие к прямолинейным участки, которые становятся все более пологими и охватывают период в 44 часа: от 28,23 до 28,38 МПа, от 28,38 до 28,54 МПа, от 28,54 до 28,67 МПа, от 28,67 до 38,77 МПа, Муравьев В.М. Справочник мастера по добыче нефти (М. Недра, 1975) на с. 75, в частности, указал: "Для анализа и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений строят карты изобар. Сравнение таких карт, построенных в разное время, позволяет установить происходящие в пласте изменения. Можно построить также ряд производственных графиков соотношения между отбором жидкости и пластовым давлением. Заявителю довелось работать по замерам пластового давления к картам изобар, отражающим текущее пластовое давление. В последнем примере в течение 20 сут фиксировали повышение пластового давления. Закрытый период вдвое превысил открытый, как и в первом примере. То есть в обоих случаях ставилась задача проследить восстановление текущего пластового давления до статического. К карте изобар замеряют именно текущее пластовое давление, останавливая высокодебитные фонтанирующие скважины не более чем на 1 ч. В процессе поисково-разделочных работ на нефть и газ проводят испытание скважин, в том числе в процессе их бурения. Как правило отбор флюида при испытании производят из одной скважины на месторождении и соотношение между его отбором и текущим пластовым давлением возможно оценить по изменению последнего в депрессивной воронке. Можно считать, что в период крутого подъема КВД выравнивается давление в депрессивной воронке, которое затем сравнительно медленно восстанавливается до статического пластового давления. На графике такой период соответствует давлению в 28,23 МПа. Таким образом можно считать, что количеству нефти в 3915,5 тонн непрерывно отобранной за 10 сут со средним дебитом в 391,55 тонн/сут соответствует текущее пластовое давление в 28,23 МПа. Важно отметить, что в указанные 10 сут забойное давление непрерывно падало, отражая падение текущего пластового (не забойного) давления. 1 МПа падения текущего пластового давления в данном случае соответствует отбору нефти в количестве: 3915,5:(31,154 28,23) 3915,5:2,92 1341 тонн/МПа. 31,154 начальное статическое пластовое давление. По приведенным данным и конечному забойному давлению в 27,555 МПа коэффициент продуктивности скважины равен 391,55:(28,23 27,555) 391,55:0,745 426 тонн/сут- МПа. 14 декабря 1992 г Госгортехнадзор России утвердил Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности М. НПО ОТБ, 1993. В них приведен раздел 4.5 из 22 пунктов "Исследование скважин трубными испытателями пластов". В его пункте 4.5, в частности, записано: "Технология проведения исследований должна выбираться с учетом целей и задач испытание объекта на забое скважины сразу же после вскрытия его бурением. Испытания проводят без выпуска жидкости долива или пластового флюида на поверхность с максимально возможной депрессией в двухцикловом режиме; технология испытания объекта с выпуском пластового флюида на поверхность применяется при повторном спуске ИТП для оценки промышленной значимости газо- или нефтенасыщенного пласта". Пункт 4.5.12. оговаривает условия испытания скважины с выводом пластового флюида на поверхность. Таким образом встал вопрос оценки промышленной значимости продуктивного пласта в процессе бурения, до спуска эксплуатационной колонны, чему будет способствовать предлагаемый коэффициент отбора нефти и газа. Аналогом является упомянутый Муравьевым В.М. график соотношения между отбором жидкости (газа) и пластовым давлением. Аналог и изобретение выражают одну и ту же зависимость, последнее начальную прямолинейную. Принципиальная разница между ними в сроках определения этой зависимости. Изобретение представляет определение коэффициента отбора нефти и газа по результатам испытания объекта в процессе бурения или в эксплуатационной колонне на стадии разведки месторождения для оценки промышленной значимости залежи и принятия обоснованного решения. Аналог предусматривает построение графика по результатам разработки залежи, когда практически нет необходимости принимать решение. Технический результат изобретения выразится в следующем: 1. В получении достаточно полной информации на стадии разведки месторождения, позволяющей решать вопрос и вводе его в разработку. 2. В сокращении второго закрытого периода в пользу предыдущего открытого. При испытании в процессе бурения второй закрытый период возможно сократить до 3-х ч, о чем сказано ниже. В качестве причин, препятствующих получению указанного технического результата, заявитель указывает следующее. 1. В бывшей системе Мингео СССР запасы всех без исключения открытых месторождений нефти и газа подлежали защите в ГКЗ СССР, независимо от сроков ввода месторождений в разработку, ГКЗ принимало результаты испытания только в колонне. 2. Пункт 14.15 Единых технических правил ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях, 1983 гласит: "Испытание объекта через промежуточную или эксплуатационную колонну является обязательным, если наличие нефти, газа или газоконденсата подтверждено опробованием в процессе бурения". Сущность изобретения. В процессе разработки залежи ее текущее пластовое давление непрерывно меняется. Существует зависимость между отбором флюида и текущим пластовым давлением. И эта начальная прямолинейная зависимость, численное значение которой в дальнейшем может быть иной, в значительной мере характеризует промышленную значимость залежи в целом. Указанная зависимость выражается в виде коэффициента отбора нефти или газа как отношение количества отобранного флюида к разности между начальным и текущим пластовым давлением, соответствующей отбору, как показано выше. Весь процесс должен быть непрерывным и зарегистрированным глубинным манометром. В приведенном примере коэффициент отбора нефти определен в 1341 тонну на 1 МПа падения текущего пластового давления. Коэффициент продуктивности определен в 426 тонн/сут- МПа. Постановлением Совета Министров СССР N 299 от 08.04.84 г. была утверждена Классификация запасов месторождений перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. В ней, в частности предусмотрено, что мерилом дебитности вновь открытого месторождения следует считать коэффициент продуктивности скважины (дебит нефти или газа на 1 МПа депрессии). При этом рекомендуется следующие категории продуктивности нефтяных скважин, т/МПасут: малодебитные до 5 среднедебитные 5-20 высокодебитные более 20 Скважина N 1 Северная Хоседа весьма высокопродуктивная, однако в ней отмечено падение пластового давления, темп которого отражает коэффициент отбора нефти. Приведенный пример хорошо согласуется с разработкой в конце шестидесятых начале семидесятых годов высокодебитных месторождений в Белоруссии. Там также солянокислотными обработками поднимали коэффициенты продуктивности скважин до 100 и выше. В приказном порядке отбор нефти доводили до 10% от "бумажных" запасов. Результатом было стремительное падение пластовых давлений и добычи нефти. Изложенное подтверждает насколько важно дополнить коэффициент продуктивности скважины коэффициентом отбора нефти и газа. 3070 метров в скважине N 1 Северная Хоседа. Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения. В 1990 году Нарьян-Марская нефтегазоразведочная экспедиция испытала трубным испытателем пластов в открытом стволе один из объектов в скважине N 206 Инзырейской в течение 3-х сут, сжигая нефть на факеле. Глубинные манометры спускали как обычно через лубрикатор фонтанной арматуры. Этот вопрос назрел и практически доказана возможность до 3-х сут оставлять инструмент в скважине. Из изложенного следует, что по результатам испытания скважины трубными испытателями пластов первоначально решают вопрос спуска эксплуатационной колонны. Следующий вопрос ввод вновь открытого месторождения в разработку. Для его решения потребуется испытание в эксплуатационной колонне. И для решения вопроса ввода месторождения в разработку возможно определить и учесть коэффициент отбора нефти и газа, достоверность определения которого зависит от количества отобранного флюида. Василевский В.Н. и Петров А.И. в книге Техника и технология определения параметров скважины и пластов М. Недра, 1989, в частности, указали: разработаны также механизмы часовых приводов с продолжительностью хода от одной заводки 64,128 и 256 ч. Длина часовых приводов составляет 830 мм при диаметре корпуса 22 мм. При замере количества отобранного флюида проблемы нет. Замер текущего пластового давления изложен достаточно полно. При испытании ИТП в открытом стволе желательно установить на устье образцовый манометр и дождаться подъема уровня до устья, что довелось наблюдать заявителю. В этом случае глубинный манометр должен записать подъем уровня до устья, а далее КВД можно снимать по показаниям образцового манометра. При испытании ИТП общее время ограничено. С целью отбора максимального количества нефти второй закрытый период возможно ограничить тремя часами по аналогии с замерами текущего пластового давления к карте изобар на промысле. В примере по скважине N 1 Северная Хоседа через три ч КВД текущее забойное давление равнялось 28,1 МПа. По графику текущее пластовое давление, соответствующее отбору нефти в 3915,5 т, равное 28,23 МПа установить через 8 ч. Исходя из значения в 28,1 МПа, условно соответствующему количеству отобранной нефти, коэффициент отбора нефти определяется в 1282 т на один МПа, что на практике можно считать одинаковым с определенным выше в 1341 т на МПа. В данном случае решающее значение имеет количество непрерывно отобранной нефти.

Формула изобретения

Способ определения коэффициента отбора нефти и газа, заключающийся в том, что за период непрерывного процесса отбора нефти или газа, полностью зарегистрированного глубинным манометром, определяют начальное пластовое давление, отбирают максимально возможное количество нефти или газа и определяют текущее давление, соответствующее количеству отобранных нефти или газа, а коэффициент отбора определяют как отношение этого количества к разности между начальным и текущим пластовыми давлениями в тоннах на МПа для нефти и НМ3 на МПа для газа.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

www.findpatent.ru

Норма - отбор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Норма - отбор

Cтраница 2

При составлении норм отбора принимаются во внимание рекомендации дополнений к технологическим нормативным документам, анализов и авторских надзоров разработки, учитывающих состояние разработки в данный период, реализацию технологических решений по вводу скважин, способам эксплуатации, объемам закачки агента, мощностям подготовки нефти, газа и воды, утверждаемые руководством объединений, министерствами нефтяной и газовой промышленности СССР.  [16]

При установлении норм отбора добывающие скважины подразделяют на две категории: с неограниченным и ограниченным отбором.  [17]

При установлении норм отбора скважинной продукции в условиях возможности возникновения отказа работоспособности системы сбора из-за ее замерзания, необходимо провести технико-экономическое обоснование последствий различных вариантов норм отбора как на состояние дренируемого участка залежи, так и на возможное увеличение расхода материально-технических ресурсов в обеспечение бесперебойной работы системы сбора скважинной продукции.  [18]

После определения наиболее желаемых норм отбора продукции находятся проектируемые запасы и предполагаются конкретные экономические условия, которые включают в себя все платежные, обязательства, денежные требования, расчетные значения промысловых затрат и налогов и стоимость ремонта скважин или разработки в течение жизни предприятия. Основываясь на ожидаемых условиях, необходимо учесть также: цены на нефть и газ, возможную инфляцию и процентные ставки, увязав все это с политикой компании.  [20]

Ануфриев, Разработка истинных норм отбора проб подмосковного угля.  [21]

Для газовых скважин норму отбора устанавливают по началу выноса песка струей газа или устанавливают такой отбор, при котором не подтягивается вода. В многодебитных скважинах норма отбора газа может определяться также пропускной способностью ствола скважины. По этой причине на высокопродуктивных газовых залежах строят скважины большого диаметра.  [22]

В газовых скважинах норму отбора устанавливают по началу выноса песка струей газа или устанавливают такой режим эксплуатации, при котором к скважине не подтягивается вода.  [24]

Для газовых скважин норму отбора устанавливают по началу выноса песка струей газа или устанавливают такой отбор, при котором не подтягивается вода. В многодебитных скважинах норма отбора газа может определяться также пропускной способностью ствола скважины. По этой причине на высокопродуктивных газовых залежах строят скважины большого диаметра.  [25]

При этом для наращивания норм отбора предусматривается равномерный в течение планируемого года ввод новых скважин. Уменьшающаяся норма отбора нефти, характерная для пластов на последних стадиях разработки, тоже отражается в планах добычи нефти.  [26]

При этом для наращивания норм отбора предусматривается равномерный в течение планируемого года ввод новых скважин.  [27]

Перед тем как установить норму отбора по пласту, необходимо произвести анализ и выяснить, какие будут необходимы величины пластовых и забойных давлений, какая часть добычи может быть получена фонтанным способом и какая механизированным, какое количество жидкости необходимо пропустить через обезвоживающие и обессоливающие установки. Полученные данные должны быть сопоставлены с возможностями механизированной добычи. Если возможности механизированной добычи окажутся меньше, то должны быть спроектированы и выполнены соответствующие мероприятия по интенсификации добычи нефти или по увеличению возможностей механизированной добычи. Подобные мероприятия необходимо осуществлять и в отношении обезвоживающих и обессоливающих установок. Наряду с этим должны быть разработаны соответствующие мероприятия, способствующие увеличению и поддержанию дебитов скважин.  [28]

С помощью этой процедуры уравнивается норма отбора с участка и сумма Qm. После анализа дебитов скважин те скважины, дебиты которых нестабильны, могут быть выделены для капитального ремонта.  [29]

Состояние пластового давления при установлении норм отбора учитывается в основном на I стадии разработки при дефиците закачки, воды и существенном снижении пластового давления на отдельных участках залежи. По добывающим скважинам, расположенным на участках со сниженным пластовым давлением, нормы отбора должны ограничиваться, с тем чтобы не допустить снижения пластового давления ниже давления насыщения более чем на 10 - 15 % и тем самым предотвратить развитие режима растворенного газа, приводящего к снижению нефтеизвлечения.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Меры безопасности при отборе проб нефти и нефтепродуктов.

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 3

 

Отбор проб из резервуаров и цистерн.

1. Перед отбором проб нефти и нефтепродуктов из РВС необходимо убедиться, что резервуар закрыт по входу и выходу (запорная арматура на резервуаре должна быть герметична).

2. Перед отбором пробы из резервуара нефть и нефтепродукты отстаивают не менее 2 ч и удаляют отстой воды и загрязнений.

3. Пробоотборник осматривается перед каждым отбором пробы. На нем не должно быть трещин. Пробки, крышки прокладки не должны иметь дефектов, нарушающих герметичность пробоотборника.

4. Для взятия пробы необходимо подниматься на емкость, цистерну или резервуар и спускаться с них лицом к лестнице, держась за перила.

5. Автоцистерна должна быть заземлена, оборудована искрогасителем, пожарным инвентарём и снабжена цепью, касание которой по земной поверхности должно происходить по длине не менее 2ОО мм.

6. При переходе с верхнего строения эстакады на цистерну необходимо осмотреть исправность мостиков, площадок, лестниц, поручней.

7. Запрещается во время отбора пробы заглядывать в горловину запорного люка, наклоняться над ней, и находится против открытого пробоотборного вентиля.

8. Замерной люк на резервуарах должен быть снабжен герметичной крышкой с педалью для открывания ногой. Под крышкой должна быть проложена медная, свинцовая или резиновая прокладка.

9. При случайном розливе нефти на крышку или площадку резервуара, цистерны и площадки налива необходимо немедленно вытереть загрязненное место ветошью.

10. При отборе пробы через замерной люк необходимо заземлить пробоотборник, опускать и поднимать пробоотборник медленно, без рынков и ударов о края горловины люка.

11. После отбора проб из резервуара крышку люка необходимо плотно закрыть, при этом опускать ее надо плавно, не допуская падения и удара о горловину люка

12. Переносные пробоотборники для отбора проб нефти и жидких нефтепродуктов с заданного уровня должны иметь крышки или пробки, обеспечивающие их герметичность и легко открывающиеся на заданном уровне.

13. Масса переносного пробоотборника должна быть достаточной, чтобы обеспечить его погружение в нефть или нефтепродукт.

 

Ручной отбор проб нефти или нефтепродукта из трубопровода.

1. Ручным пробоотборником отбирают только точечную пробу.

2. Точечные пробы отбирают через равные объемы перекачиваемой нефти или нефтепродукта или равные промежутки времени.

3. Пробоотборник располагают как можно ближе к пробозаборному устройству и заполняют пробой не более чем на 90% его вместимости.

4. При отсутствии движения по контуру отбора, пробу отбирают после слива нефти или нефтепродукта в другой сосуд в объеме, равном трехкратному объему нефти или нефтепродукта, заполняющего всю нефтесборную систему до крана, из которого производится слив пробы.

5. При промерзании и закупорке льдом пробоотборного вентиля нельзя прочищать его проволокой. В этом случае необходимо прогреть вентиль паром или горячей водой.

 

Требования безопасности во время работ в замкнутом пространстве.

 

1. Работы по очистке резервуаров и аппаратов от грязи и отложений должны быть механизированы. Работники, выполняющие указанные работы, должны быть в шланговых противогазах.

2. Запрещается сбрасывать с высоты вниз грязь, твердые отложения, извлекаемые из резервуаров и аппаратов во время их чистки. Для этой цели должны применяться устройства малой механизации. При чистке аппарата через нижний люк должна быть предусмотрена специальная площадка.

3. Если на дне резервуара, подлежащего очистке, остается часть продукта, резервуар необходимо заполнить водой и откачать всплывший продукт.

4. Работы по очистке от отложений полочного горизонтального цилиндрического аппарата и отстойников должны производиться гидромеханическим способом при помощи малогабаритного гидромонитора, исключающего пребывание работника внутри аппарата в период очистки. После очистки резервуары и аппараты должны быть промыты водой.

5. При очистке аппаратов механическим способом необходимо устроить ограждение и вывесить предупреждающую надпись: «Опасная зона!».

6. При очистке гидравлическим или химическим способом работники должны предварительно пройти специальный инструктаж по безопасности труда и применять соответствующие средства защиты.

7. Работники, производящие химическую очистку, должны быть одеты в спецодежду, резиновые перчатки и защитные очки.

8. При очистке резервуаров и аппаратов необходимо применять инструменты (средства очистки), изготовленные из материалов, не дающих искр.

9. Вскрытие резервуаров, аппаратов и оборудования для внутреннего осмотра и очистки разрешается проводить только в присутствии лица, ответственного за подготовку и проведение работ.

10. Во избежание накопления статического электричества, оборудование и емкости должны быть заземлено.

11. Металлические наконечники резиновых шлангов и паропроводы при пропарке резервуаров и аппаратов должны быть заземлены. Наконечники шлангов должны быть изготовлены из металла, не дающего искр.

12. Если замкнутое пространство имеет дверцу или люк, они должны оставаться открытыми после продувки, а само пространство должно быть проветрено с помощью механической системы принудительной вентиляции, рассчитанной на пропускание больших объемов свежего воздуха.

13. Крышки открытых люков должны быть прикреплены к люкам одним-двумя болтами, закрепленными гайками.

14. После того, как замкнутое пространство очищено и проветрено, механическая вентиляционная система должна продолжать работать, чтобы исключить попадание в него вредных примесей, а также для удаления загрязняющих веществ или тепла, возникающих в результате выполняемых работ (например, сварки, резки, покраски, нанесения покрытия и т. д.).

15. Для освещения внутри аппаратов и резервуаров должны применяться переносные светильники во взрывозащищенном исполнении с лампами, напряжением не выше 12 вольт. Включение и выключение светильников необходимо производить снаружи.

16. Перед допуском лиц для выполнения работ в замкнутом пространстве должен быть произведен анализ воздушной среды, а при необходимости проведен замер температуры рабочей зоны в целях предупреждения воздействия на исполнителя опасного производственного фактора — высокой температуры, — который может стать причиной теплового удара или обморока. Нужно учитывать, что температура в замкнутом пространстве в течение дня может резко повыситься вследствие нагрева корпуса сосуда (резервуара) от солнечных лучей. Увеличение температуры в замкнутом пространстве может сопровождаться более интенсивным испарением вредных веществ в воздух рабочей зоны, этот факт необходимо учитывать при определении периодичности отбора проб воздушной среды.

17. Отбор проб воздуха (для определения концентрации горючих газов, нехватки кислорода, присутствия опасных химикатов и физических примесей) в замкнутом пространстве должен производиться персоналом, имеющим на это разрешение (из числа обученных лиц, определенных распоряжением по цеху). Используемые при этом приборы должны быть во взрывозащищенном исполнении и проверены.

18. Использование фильтрующих противогазов при работе в замкнутом пространстве ЗАПРЕЩАЕТСЯ!

19. Анализ ГВС на содержание вредных и взрывоопасных газов и паров углеводородов должен проводиться перед каждым допуском лиц в замкнутое пространство, включая перерывы в работе, а также периодически не реже чем через 30 минут работы.

20. Все работающее от приводов оборудование в замкнутом пространстве до входа в него исполнителя работ и источники питания должны быть выключены, а соответствующие выключатели на распределительном щите заблокированы и снабжены предупреждающими знаками.

21. В замкнутом пространстве разрешается работать только одному человеку. Если по условиям работы необходимо, чтобы в емкости одновременно находились два человека и более, следует разработать дополнительные меры безопасности и указать их в наряде-допуске.

22. После входа работника в замкнутое пространство он должен застопорить, по возможности, все вращающие и движущиеся части механизмов во избежание их случайного приведения в действие.

23. При работе в замкнутом пространстве снаружи у входа или выхода должны находиться не менее двух наблюдающих для подстраховки на случай аварийной ситуации.

24. Находящиеся снаружи наблюдающие должны поддерживать постоянную связь с лицами, работающими в замкнутом пространстве, следить за правильным положением шланга шлангового противогаза и заборного патрубка, держать в готовности дыхательные аппараты.

25. Лица, входящие в замкнутое пространство, должны надеть на себя спасательные пояса с закреплением наплечных ремней и прикреплением сигнально-спасательной веревки. Конец веревки остается снаружи у места нахождения наблюдающего лица.

26. При перемещении исполнителя внутри аппарата, страхующий должен выбирать прослабленную часть веревки и держать ее в легком натяжении. При отсутствии мобильной радиосвязи с лицом, работающим внутри, допускается поддержание связи путем резких подергиваний сигнальной веревки.

 

27. Правила поддержания связи между страхующим лицом и работающим в замкнутом пространстве посредством подергиваний сигнальной веревки:

- 1 рывок со стороны страхующего — вопрос о самочувствии работающего в замкнутом пространстве;

- 1 рывок со стороны находящегося в замкнутом пространстве — ответ «самочувствие удовлетворительное, могу дальше работать» или «команду понял, начинаю выход»;

- 2 рывка со стороны страхующего — соответствует команде «начинай выход»;

- 3 рывка с обеих сторон означает «экстренный выход»;

- отсутствие ответного рывка со стороны работающего в замкнутом пространстве является командой страхующему к началу принудительной эвакуации.

28. При обнаружении наблюдающим каких-либо неисправностей в защитных средствах или плохого самочувствия работника в замкнутом пространстве работа должны быть немедленно прекращена, а работник выведении из замкнутого пространства.

29. При обнаружении в замкнутом пространстве паров легковоспламеняющихся жидкостей или газов, работы должны быть немедленно прекращены и установлена причина их появления.

 

 

Читайте также:

  1. A. Притяжения и отталкивания, силы отталкивания больше на малых расстояниях, чем силы притяжения. Б. Притяжения и отталкивания, силы отталкивания меньше на малых расстояниях, чем силы притяжения.
  2. Adjective and adverb. Имя прилагательное и наречие. Степени сравнения.
  3. D. Правоспособность иностранцев. - Ограничения в отношении землевладения. - Двоякий смысл своего и чужого в немецкой терминологии. - Приобретение прав гражданства русскими подданными в Финляндии
  4. D. ПРЕИМУЩЕСТВА ПРИСОЕДИНЕНИЯ К ГААГСКОМУ СОГЛАШЕНИЮ
  5. F70.99 Умственная отсталость легкой степени без указаний на нарушение поведения, обусловленная неуточненными причинами
  6. F71.98 Умственная отсталость умеренная без указаний на нарушение поведения, обусловленная другими уточненными причинами
  7. I Использование заемных средств в работе предприятия
  8. I. Методические принципы физического воспитания (сознательность, активность, наглядность, доступность, систематичность)
  9. I. О НОВОПРИБЫВШИХ ГРАЖДАНАХ.
  10. I. Предприятия крупного рогатого скота
  11. I. Придаточные, которые присоединяются непосредственно к главному предложению, могут быть однородными и неоднородными.
  12. I. ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ И ТИПОЛОГИЯ ДЕТЕЙ С НАРУШЕНИЯМИ СЛУХА

lektsia.com