3.1. Требования к системе ППД заводнением. Система пдд нефть


2.2 Анализ состояния системы ППД. Разработка нефтяных месторождений с применением законтурного и внутриконтурного заводнений

Похожие главы из других работ:

Анализ работы технологии "Тандем" на Покамасовском месторождении НГДУ "Лангепаснефть"

3. Анализ состояния разработки и фонда скважин

...

Анализ текущего состояния разработки Актанышкского нефтяного месторождения

3. Анализ текущего состояния разработки

...

Анализ эффективности новых технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями на примере Мишкинского месторождения

Анализ текущего состояния разработки.

Мишкинское месторождение введено в разработку в 1973 году в соответствии с технологической схемой. Утвержденный вариант технологической схемы предусматривает следующие основные положения: - выделение 4-х эксплуатационных объектов...

Обоснование технологии борьбы с асфальтосмолопарафиновымы отложениями на Кравцовском нефтяном месторождении

1.9 Анализ текущего состояния разработки месторождения

До 01.01.2012 г. Самбургское месторождение находилось в консервации. Все действующие скважины были остановлены в октябре 2007 года. Консервация месторождения обусловлена отсутствием технических условий на подключение к магистральному газопроводу...

Освоение Тарасовского месторождения

3. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

...

Оснащение шахт автоматизированными информационно-управляющими системами современного уровня

4. Системы управления и мониторинга состояния аэрогазовой среды фирмы «CONSPEC»

Фирма «CONSPEC» производит большое разнообразие газовых сенсоров, газовых детекторов, и промышленных газовых системам обнаружения для широкого ряда потенциально вредных, токсичных и горючих производств...

Особенности проведения капитального ремонта скважин при разработке месторождения Жетыбай

1.2.1 Анализ текущего состояния разработки

В промышленную эксплуатацию месторождение Жетыбай вступило в 1969 г. Действующим проектным документом, согласно которому в настоящее время осуществляется промышленная разработка месторождения...

Применение гидравлического разрыва пласта на Мало-Балыкском месторождении

2. Анализ текущего состояния разработки

2.1 Анализ структуры фонда скважин Рассмотрим структуру фонда скважин применительно к основному объекту разработки Мало-Балыкского месторождения, то есть ачимовской толще (БС16-22). Следует отметить, что на 01.01...

Прогнозирование разработки Северо-Ставропольского газового месторождения

1.4 Анализ текущего состояния фонда скважин

Состояние фонда скважин следует проанализировать исходя из числа скважин пpинятого перед проектированием разработки и полученного после окончания разведки...

Прогнозирование разработки Северо-Ставропольского газового месторождения

1.6 Анализ состояния обводнения месторождения

Изучение, анализ и обобщение вопросов, связанных с продвижением подошвенной и контурной вод, а в ряде случаев одновременно обеих, если месторождение массивно - пластового типа, является одной из основных задач анализа разработки...

Разработка месторождения (на примере ООО Старательская артель "Сириус")

1.1 Анализ состояния исследуемого объекта

Ни один вид деятельности человека не оказывает такого комплексного воздействия на окружающую среду, как горное производство. Добыча угля сопровождается откачкой шахтных и карьерных вод, выдачей на поверхность пустых пород...

Совершенствование систем разработки нефтяного месторождения Кумколь

2.1 Анализ текущего состояния месторождения

На месторождении пробурено 438 скважин, то есть 56,9 % от проекта (770 единиц). Из них на территории ОАО "ХКМ" находится 308 скважин - 40,0 %, остальные 16,9 % или 130 скважин пробурены на территории АО "Тургай-Петролеум" (таблица 3)...

Совершенствование системы сбора и подготовки нефти, воды и газа на Ем-Ёгском месторождении

2. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

...

Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение

3. Анализ состояния разработки

3.1 Анализ показателей разработки объекта Талаканского месторождения Показатели по состоянию на 01.01.2012 составляют: · накопленная добыча нефти - 7 млн. 676 тыс.т. текущий КИН равен 0.022 доли ед., при утвержденном КИНС1+С2=0,285 доли ед....

Эффективность методов борьбы с асфальтосмолистыми парафиновыми отложениями в условиях НГДУ Нурлатнефть

2. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

...

geol.bobrodobro.ru

3.1. требования к системе ппд заводнением правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (утв- коллегией миннефтепрома СССР протокол от 15-10-84 44 п- iv) (2018). Актуально в 2018 году

размер шрифта

ПРАВИЛА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (утв- Коллегией Миннефтепрома СССР протокол от 15-10-84 44 п- IV)... Актуально в 2018 году

3.1.1. Проектирование сооружений системы поддержания пластового давления должно предусматривать рациональное размещение и централизацию технологических объектов и водоводов на площади месторождения с учетом рельефа местности и климатических условий, использование новой техники и блочно-комплектных конструкций заводского изготовления, автоматизацию основных технологических процессов, максимальное сокращение капитальных и эксплуатационных затрат, надежный учет закачиваемой в продуктивные пласты воды (других агентов) по каждой скважине, обеспечение необходимых свойств воды и контроль ее качества.

3.1.2. Система поддержания пластового давления должна обеспечивать:

а) объемы закачки воды в продуктивные пласты и давления ее нагнетания по скважинам участка, объектам разработки и месторождению в целом в соответствии с технологическими схемами и проектами разработки;

б) подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мехпримесей, кислорода и микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям технологических схем и проектов разработки;

в) возможность систематических замеров приемистости скважин, учета закачки воды как по каждой скважине, их группам, по пластам и объектам разработки, так и по месторождению в целом, контроль ее качества;

г) герметичность и надежность эксплуатации, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения с использованием сточных вод;

д) возможность изменения режимов закачки воды в скважины, проведение ГРП и ОПЗ с целью повышения приемистости пластов, охвата их заводнением, регулирования процесса вытеснения нефти к забоям эксплуатационных скважин.

3.1.3. Мощности сооружений систем заводнения должны обеспечивать осуществление максимальной закачки по каждому технологическому блоку (площадке) разработки.

www.zakonprost.ru

Внутрипромысловый трубопровод - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Внутрипромысловый трубопровод

Cтраница 2

Винтовые насосы достаточно эффективны при добыче высоковязкой нефти, но в то же время нефть с высоким содержанием песка приводит к быстрому износу внутрипромысловых трубопроводов.  [16]

Добыча нефти с большим содержанием песка приводит к проблемам не только в процессе эксплуатации скважин, но и при транспортировании скважинной жидкости по внутрипромысловым трубопроводам. Известно, что при движении потока с высоким содержанием механических частиц по нижней стенке трубы образуется абразивная канавочная полость. В конечном счете, снижение прочностных характеристик стенок трубы приводит к порывам внутрипромысловых коммуникаций и к существенному загрязнению окружающей среды и потерям нефти.  [17]

Из буферного хранилища пропановый насос 24 по трубопроводу жидкого газа 15 откачивает часть сжижен ных газов газобензиновому заводу, а другая часть по магистральному напорному внутрипромысловому трубопроводу 26, под давлением 40 - 50 атм, проходит в отводы 27 к устьям нефтяных скважин. Далее сжиженный газ, з смеси с выносимой из скважин продукцией пласта, поступает через возвратные трубопроводы 32 на объекты 1 сброса нефти и затем на установку подготовки нефти.  [18]

Кардинально решить проблему защиты труб нефтяного сортамента, водо-газопроводных, паропроводных и повысить срок службы трубопроводов в неф-тегазопромысловых агрессивных средах, по крайней мере, на порядок можно путем применения эмалированных труб, начиная с насосно-компрессорных и обсадных для скважин, внутрипромысловых трубопроводов и кончая магистральными нефте - и газопроводами.  [19]

Решение этих вопросов достигается посредством детального анализа многочисленных вариантов прогнозных термогидродинамических расчетов режимов эксплуатации трубопроводов. Стоит отметить как определенный недостаток, что термогидродинамические расчеты режимов внутрипромысловых трубопроводов все еще делаются независимо от последующих расчетов расходов ингибиторов гидратообразования. Таким образом, термогидравлический расчет проводится приближенно, без учета дополнительного количества жидкости, вносимой в трубопровод для предупреждения гидратообразования; это обстоятельство может влиять на качество проектирования длинных и сверхдлинных шлейфов например, на Бованенковском месторождении проектируются шлейфы длиной до 30 км. Следовательно, в ряде случаев необходимо ставить и решать соответствующую сопряженную термогидродинамическую задачу.  [20]

На 18 скважинах разных месторождений построены и введены в эксплуатацию выкидные линии общей протяженностью более 10 км, проложены внутрипромысловые трубопроводы протяженностью более 25 км и около 5 км водоводов в системе ПДД из стеклопластиковых ( СПТ) труб диаметром 114 и 159 мм.  [21]

На 18 скважинах разных месторождений построены и введены в эксплуатацию выкидные линии общей протяженностью более 10 км, проложены внутрипромысловые трубопроводы протяженностью более 25 км и около 5 км водоводов в системе ППД из стеклопластиковых ( СПТ) труб диаметром 114 и 159 мм.  [22]

На 18 скважинах разных месторождений построены и введены в эксплуатацию выкидные линии общей протяженностью более 10 км, проложены внутрипромысловые трубопроводы протяженностью более 25 км и около 5 км водоводов в системе ПДД из стеклопластиковых ( СПТ) труб диаметром 114 и 159 мм.  [23]

Особенностью парафинистых нефтей является появление аномальной вязкости при низких температурах, что значительно затрудняет перекачку. Для рациональной организации внутрипромыслового транспорта большое значение имеет способность нефти к образованию стойких эмульсий. Степень изученности влияния различных факторов на стойкость нефтяных эмульсий позволяет при проектировании внутрипромыслового трубопровода предусмотреть необходимые меры по предотвращению эмульгирования нефтей во время транспортировки.  [24]

Вывод насыщенной жидкости прошедшей три ступени контакта осуществляется из первого элемента. В промышленном аппарате очевидно эта жидкость должна быть подана в нижнюю жидкостную часть сепаратора устанавливаемого после контактора. Этот сепаратор необходим, т.к. при таких высоких линейных скоростях ( 10 - 15 м / сек), которые могут иметь место в контакторе, если его выполнить в диаметре обычного внутрипромыслового трубопровода ( 300 - 400 мм), высокоэффективная сепарация невозможна.  [25]

Здесь происходит отделение воды и тяжелых углеводородных фракций ( газового конденсата) с помощью сепараторов или установки сайклинг-процесса. Для поддержания пластового давления в месторождение закачивается газ не только для выделения конденсата, но и дополнительно для замещения массы отобранного конденсата. Окончательную осушку, обработку газа и стабилизацию конденсата производят с помощью систем и технологических средств ОПС или централизованно на УКПГ. Транспортировку газа и конденсата по внутрипромысловым трубопроводам осуществляет служба ЛПУ.  [26]

Износ оборудования, обусловленный его естественным физическим старением, приводит к росту аварийных ситуаций на промысловых объектах. Например, 65 % трубопроводов находится в предаварийном состоянии и нуждается в немедленной замене. Всего же требуется заменить 80 % всех внутрипромысловых трубопроводов. В режиме, близком к аварийному, работают многие водоводы.  [27]

На стадиях испытания, освоения, бурения эксплуатационных скважин и скважин для ППД количество отходов, как и изъятие земель из хозяйственного использования, резко возрастает. Это связано с возрастанием плотности размещения скважин на территории, увеличением притоков нефти, которая сливается в резервуары. Здесь очень важно минимизировать землеемкость за счет укрупнения кустовых площадок и снижения площадей, занятых промысловыми коммуникациями. Рационализация размещения кустов скважин позволяет кроме сокращения отводов земель снизить экологический риск от возможных аварий на внутрипромысловых трубопроводах.  [28]

По данным МПР России и РО Гринпис, потери нефти и нефтепродуктов за счет аварийных ситуаций колеблются от 17 до 20 млн т ежегодно, что составляет около 7 % объемов добываемой в России нефти. России, не считая экологического, составляет 3 - 4 млрд долл. Ежегодно происходит более 60 категоризированных аварий, а с учетом промысловых эта цифра возрастает до 20 тыс. случаев с соответствующими экологическими последствиями. Только на территории Ханты-Мансийского АО ежегодно на землю попадает до 2 млн т нефти вследствие значительного износа внутрипромысловых трубопроводов с частотой 1 5 - 2 0 разрыва на 1 км.  [29]

Комплекс предприятий ОАО Оренбургнефть включает в себя большое число производств, задачей которых является реализация запланированной системы разработки нефтяных месторождений. Главными объектами этого комплекса являются добывающие и нагнетательные скважины, промысловые коммуникации и объекты по снабжению системы ППД водой, технологической обработке продукции скважин. Процессы эксплуатации скважин-ного и внутрипромыслового оборудования сопровождаются многочисленными осложнениями, ухудшающими показатели разработки нефтяных месторождений и экологическую безопасность нефтепромысловых объектов. Наиболее распространенными видами осложнений являются многочисленные заколонные перетоки агрессивных пластовых флюидов с их попаданием в пресноводные комплексы и преждевременный выход из строя в результате коррозии оборудования скважин и внутрипромысловых трубопроводов.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Ответы на экзаменационные билеты № 1-25 дисциплины "Разработка нефтяных месторождений" (Системы разработки нефтяных и газонефтяных залежей при естественных режимах. Методы исследования скважин на установившихся режимах работы скважин)

Экзаменационный билет №1

1.  Подъем нефти на поверхность гидропоршневыми установками

2.  Системы разработки нефтяных и газонефтяных залежей при естественных режимах.

3.  Конструкция скважины. Назначение ее элементов

4.  Экологолизация экономики природоохранной деятельности в отрасли

2

Система разработки при естественных режимах – это разработка месторождения без применения какого-нибудь воздействия на пласт, т. е. при использовании напора краевых и подошвенных вод, а также при режиме растворенного газа.

 

Режим работы данных залежей будет (при определенных условиях отбора) водонапорным или упруговодонапорным. Данные режимы характеризуются продвижением контуров нефтеносности параллельно своему первоначальному положению. Поэтому применяют такую схему размещения добывающих скважин, чтобы фронту продвигающейся воды противостоял параллельный ему ряд скважин. Это относится прежде всего к залежам с напором краевых вод. В первую очередь будут обводняться скважины первого ряда затем второго и до свода залежи.

В залежах с напором подошвенных вод контур нефтеносности будет продвигаться вертикально по всей площади залежи параллельно своему первоначальному положению. Поэтому скважины размещают по всей площади залежи (равномерная сетка скважин). При этом в свою очередь перфорируются нижние интервалы. При подходе ВНК к начальным интервалам устанавливают цементные мосты и переводят скважину на эксплуатацию верхних не обводненных интервалов.

При режиме растворенного газа давление снижается ниже давления насыщения по всему объему залежи и добывающие скважины размещаются равномерно по площади залежи, при той или иной плотности сетки скважин.

3

Конструкция эксплуатационной скважины определяется числом рядов труб и оборудованием ее забоя. В скважину спускают:

1.  Направление – это колонна труб спускаемая до некоторой небольшой глубины (до 10 метров), которая цементируется от устья по всей длине и служит для надежного крепления верхних интервалов, и предотвращения размыва устья скважины.

2.  Кондуктор служит для крепления верхних неустойчивых интервалов, изоляции верхних водоносных горизонтов, а также для возможности установки на устье противовыбросового и устьевого оборудования.

3.  Промежуточная обсадная колонна – предназначена для крепления и изоляции вышележащих зон несовместимых по условиям бурения с нижележащими зонами для предотвращения осложнений и аварий при бурении последующих интервалов.

4.  Эксплуатационная колонна – предназначена для эксплуатации скважины.

Экзаменационный билет №2

1.  Технология поддержания пластового давления для различных геолого-технических условий.

2.  Скважинный центробежный насос. Назначение.

3.  Водонапорный режим пласта,: основной источник пластовой энергии, основные признаки водонапорного режима.

4.  Влияние нефтегазового комплекса на пресноводные бассейны.

2

Одним из основных видов оборудования скважин для механизированного способа добычи нефти является установка скважинного центробежного электронасоса. Применение ЭЦН позволяет вводить в эксплуатацию скважины непосредственно из бурения, так и при переводе с фонтанного способа эксплуатации на механизированный. Применение УЭЦН позволяет эффективно разрабатывать нефтяные месторождения находящиеся на поздней стадии эксплуатации, когда форсированные режимы работы являются одним из решающих факторов, существенно влияющих на объемы добычи нефти.

 

3

Водонапорный режим. Основным видом энергии является напор краевых вод. Необходимые условия: большая законтурная зона, хорошая гидродинамическая связь между нефтяной и водоносной областями, оптимальные уровни отборов. Основные признаки водонапорного режима:

1.  Перемещение контуров нефтеносности по площади залежи параллельно своему первоначальному положению.

2.  Вода полностью замещает отбираемую из залежи нефть. При определенных установившихся уровнях отборов пластовое давление в залежи будет стабильным.

3.  Текущее пластовое давление в залежи всегда больше давления насыщения.

4.  Газовый фактор не изменяется.

5.  Давление законтурной водоносной области равно начальному пластовому.

Экзаменационный билет №3

1.  Производительность глубинного насоса: полная, при ходе вверх и при ходе вниз. Коэффициент наполнения и подачи насоса.

2.  Движение нефти газа и воды в пористой среде.

3.  Понятие о себестоимости продукции, классификация затрат на производство и реализацию продукции

4.  Права работника и обязанности на нанимателя по охране труда

2

В залежах движение нефти, газа и воды происходит за счет сил вытеснения. В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пласте, относят:

1.  Напор контурной воды под действием ее массы.

2.  Напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды.

3.  Давление газа газовой шапки.

4.  Упругость выделяющегося из нефти ранее растворенного в ней газа.

5.  Сила тяжести нефти.

vunivere.ru