2. Полимерное, эмульсионное, щелочное заводнение. Эмульсионное заводнение: при этом эмульсия может быть получена как в пластовых условиях, так и подаваться с поверхности. К первому виду технологий можно отнести щелочное заводнение. Помимо формирования эмульсий в пласте щелочь также оказывает влияние на отмывающую способность закачиваемого агента путем изменения поверхностного натяжения на границе нефть-вода. Недостатком щелочного воздействия является опасность значительных потерь реагента в результате воздействия с минералами породы-коллектора и минерализованными пластовыми водами.

3. Термощелочное, термополимерное, конденсатополимерное воздействие. Технология термощелочного заводнения сочетает в себе положительные стороны, термального заводнения и воздействия холодной щелочью, и предусматривает предварительный прогрев пласта горячей водой с последующим нагнетанием в пласт горячего раствора щелочи. При этом достигается: выравнивание фронта вытеснения при эмульгировании остаточной нефти в предварительно промытых зонах, а также уменьшение расхода реагента (щелочи) на осуществление процесса.

27. 
    Категории скважин.
    

По своему назначению скважины подразделяются на следующие категории:

• 
  поисковые;
  
• 
  разведочные;
  
• 
  эксплуатационные.
  

Поисковые скважины – это скважины, которые бурят с целью поиска новых залежей (месторождений) нефти и газа.

Разведочные скважины бурят на площадях с уже установленной нефтегазоносностью для уточнения запасов нефти и газа, а также для сбора и уточнения исходных данных, необходимых для составления проекта (технологической схемы) разработки месторождения.

При проектировании и разработке нефтяных месторождений выделяются следующие группы эксплуатационных скважин:

• 
  основной фонд добывающих и нагнетательных скважин;
  
• 
  резервный фонд скважин;
  
• 
  контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины;
  
• 
  оценочные скважины;
  
• 
  специальные (водозаборные, поглощающие и др.) скважины;
  
• 
  скважины-дублеры.
  

Добывающие (нефтяные и газовые) скважины предназначены для извлечения из залежи нефти, нефтяного и природного газа, газоконденсата и других сопутствующих компонентов. В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.

28. 
    Методы контроля за ППД.
    

Широко внедренные методы заводнения при эксплуатации нефтяных месторождений вызвали необходимость непрерывного контроля режима разработки залежи. В практике нефтепромысловых работ многочисленные задачи решаются, в основном, 

---

геофизическими методами. Основные задачи данной проблемы:

• 
  контроль за продвижением контура нефтегазоносности и перемещением ВНК и ГВК
  
• 
  контроль за охватом объекта процессом вытеснения;
  
• 
  выявление обводненных слоев и прослоев;
  
• 
  определение характера жидкости, притекающей к забою;
  
• 
  оценка приемистости пластов и интенсивности притока жидкости из различных  их частей;
  
• 
  контроль технического состояния эксплуатационных  и нагнетательных скважин и ряд других задач, возникающих в процессе разработки.
  

Геофизические исследования  для контроля за ППД проводятся в скважинах эксплуатационного фонда: фонтанирующих, оборудованных глубинными насосами, нагнетательных, контрольных, пьезометрических  и остановленных на ремонт. Современные приборы (диаметром 25 – 50 мм) дают возможность проводить измерения через колонну насосно-компрессорных труб в процессе фонтанирования или через серповидный зазор между штангами глубинного насоса и обсадной колонной. Использование данных термометрии: По данным термометрии в неперфорированных пластах прослеживают местоположение закачиваемых вод по площади и возможный их переток в затрубном пространстве; в перфорированных – для определния интервалов обводнения. В связи с различием температур нагнетаемых и пластовых вод процесс вытеснения нефти водой сопровождается изменением температуры пласта. Обводнение продуктивного пласта минерализованной водой сравнительно легко установить в необсаженных скважинах с помощью метода кажущегося сопротивления ( КС )  и индукционного метода ( ИК ) по заметному снижению удельного сопротивления пласта в интервале поступления воды, а в обсаженных скважинах – по данным радиоактивных  методов – НГМ,ННМ-Т. Также применяются методы потенциалов собственной поляризации (ПС) пород, метод радиогеохимического эффекта (в процессе нефтяной залежи в передней части фронта вытеснения возникает  поле аномально  высоких концентраций радия и продуктов его распада – радиогеохимический эффект.). Расходометрия скважин: Расходометрия заключается в измерении скорости перемещения жидкости в колонне скважины спускаемыми в нее на каротажном кабеле приборами, получившими название расходомеров. С их помощью решаются следующие основные задачи: в действующих скважинах выделяют интервал притока или поглощения жидкости, в оставленных выявляют наличие перетока жидкости по стволу скважины между перфорированными пластами, изучают суммарный дебит или расход жидкости отдельных пластов, разделенных неперфорированными интервалами строят профили притока или приемистости по отдельным участкам пласта или для пласта в целом.

---

При разработке нефтяных месторождений с заводнением осуществляется направленное вытеснение нефти водой путем воздействия на продуктивные пласты закачкой воды. В этом случае полнота дренирования объема залежи зависит от полноты охвата продуктивных пластов воздействием, которая характеризуется коэффициентом охвата продуктивных пластов воздействием (коэффициентом охвата). Под коэффи­циентом охвата понимают отношение нефтенасыщенного объема пласта (залежи, эксплуатационного объекта), охваченного на определенную дату воздействием, ко всему нефтенасыщенному объему пласта (залежи, эксплуатационного объекта). Различают охват по мощности, по площади и по объему. Коэффициент охвата по мощности равен отно­шению нефтенасыщенной мощности, подвергшейся воздействию, к суммарной эффективной нефтенасыщенной мощности объекта. Коэффициент охвата по площади равен отношению площади, охваченной воздействием, к общей площади распространения пласта-коллектора в пределах залежи. На практике обычно его отождествляют с коэффициентом охвата по объему.

29. 
    Правовые условия разработки нефтяных месторождений.
    

Утверждение проектного документа осуществляется недропользователем.

Порядок согласования: Утвержденный проектный документ должен пройти обязательную государственную экспертизу. При наличии положительного заключения ЦКР или ТО ЦКР Роснедра согласовывает основные технологические решения и показатели разработки месторождения, которые вносятся министерством природных ресурсов РФ (МПР РФ) совместно с правительством субъекта федерации в лицензионные соглашения виде дополнений.

На основе утвержденных проектов пробной эксплуатации составляется проектно-сметная документация на обустройство месторождения (на период пробной эксплуатации), в которой должны быть рассмотрены вопросы утилизации нефтяного газа и конденсата.

Виды, объемы и качество результатов опытных и исследовательских работ, проводимых при пробной эксплуатации, контролируются межведомственными комиссиями по разработке, по лицензированию недр и водных объектов организациями, осуществляющими подсчет запасов и проектирование разработки, местными органами Ростехнадзора.

Авторский надзор является инструментом контроля реализации проектных технологических документов и рационального использования запасов УВС. В авторском надзоре основные положения действующего проектного документа не изменяются, но может осуществляться корректировка проектных технологических показателей на срок до 3 лет.

---

При авторском надзоре осуществляется контроль реализации проектных технологических документов, сопоставляются фактические технико-экономические показатели с принятыми в проектных технологических документах, вскрываются причины, обусловившие расхождение. Намечаются мероприятия, направленные на устранения причин расхождения, корректируются технологические показатели разработки.

Авторские надзоры также могут составляться по требованиям органов управления фондом недр и государственного геологического контроля в случаях выявленных значительных отклонений от основных проектных показателей разработки.

Авторские надзоры составляются по мере необходимости, но не реже одного раза в 3 года.

В задачи авторского надзора за разработкой нефтяного месторождения входит:

контроль за исполнением утвержденных протоколом ЦКР (или ТКР) проектных решений по разработке месторождения;

1. 
   выяснение причин отклонения фактических показателей разработки от проектных;
   
2. 
   выработка рекомендаций по регулированию процесса разработки месторождения в рамках проектных решений;
   
3. 
   подготовка исходных данных для дальнейшего проектирования разработки месторождения
   

30. 
    Особенности разработки нефтяных оторочек.
    

Залежи с нефтяной оторочкой разрабатываются как газовые (газоконденсатные) залежи, если оторочка имеет непромышленное значение; как газо (газоконденсатно)-нефтяные — в случае её оценки в качестве промышленной.

Нефтяная отрочка— нефтяная часть газонефтяной, размеры и геологические запасы которой намного меньше газовой части двухфазной залежи. В зависимости от размеров нефтяные оторочки разделяют на промышленные и непромышленные. По условиям залегания относительно газовой части залежи выделяют подстилающие и окаймляющие нефтяные оторочки.

- Способ разработки узких нефтяных оторочек, включающий отбор нефти через систему горизонтальных добывающих скважин, отличающийся тем, что стволы горизонтальных добывающих скважин бурят перпендикулярно контурам газоносности и нефтеносности и располагают вблизи средней части оторочки, причем соседние скважины забуривают в нефтяную оторочку в противоположных направлениях и, если одну из них направляют от водонефтяного контура по восходящей траектории к газонефтяному контакту, то соседнюю направляют от газонефтяного контура по нисходящей траектории к водонефтяному контакту, а точки входа горизонтального ствола в продуктивный пласт располагают на кривой, близкой к синусоиде, описываемой общим уравнением Y = A·sin(ω·x), где А - расстояние от середины оторочки до точки входа горизонтальной скважины в продуктивный пласт;

---

 коэффициент растяжения, учитывающий степень растяжения или сжатия синусоиды; 

расстояние между горизонтальными скважинами; L_д - длина контура газоносности; L₀ - длина контура нефтеносности; n - количество скважин. - Способ, отличающийся тем, что по мере продвижения газонефтяного и водонефтяного контактов к горизонтальному стволу скважины, обводившиеся и загазованные участки горизонтальных стволов скважин отсекают, например, путем установки цементных мостов.

Дисциплина «Скважинная добыча нефти»

1. 
   Способы регулирования подачи и напора УЭЦН.
   

1. Методом штуцирования (на устье скважины) – создание устьевого противодавления с целью уменьшения подачи за счет напорных характеристик насоса.

2. При помощи преобразователя частоты:

- позволяет в широком диапазоне регулировать производительность и напор УЭЦН за счет изменения частоты вращения ПЭД,

- осуществлять плавный контролируемый пуск ПЭД, что позволит продлить срок службы УЭЦН за счет снижения электрических нагрузок на кабель и обмотки двигателя,

- при выводе УЭЦН на режим на частотах менее 50 Гц значительно уменьшить потребляемую мощность двигателя, что снижает вероятность его перегрева при отсутствии или недостаточном притоке из пласта.

Производительность (Q) УЭЦН находится в прямой зависимости от частоты переменного тока, подаваемого на обмотки двигателя

3.При помощи изменения глубины подвески ЭЦН

Уменьшение глубины подвески ЭЦН приводит к уменьшению газосодержания на приеме насоса и улучшению его рабочих характеристик.

Замена насосной установки. В случае если характеристики используемой насосной установки не позволяют реализовать желаемый режим работы скважины (например, потенциальный достижимый приток из пласта существенно выше подачи насоса), наиболее целесообразно заменить насосную установку на установку с необходимыми характеристиками.

2. 
   Способы регулирования подачи УШСН.
   

Рассмотрим схему плунжерного насоса. Перемещение плунжера осуществляется между нижней мертвой точкой (НМТ) и верхней мертвой точкой (ВМТ) и характеризуется величиной, называемой длиной хода плунжера Sпл. Ход плунжера из НМТ до ВМТ называется тактом всасывания.Объем продукции скважины, поступившей в цилиндр насоса при такте всасывания, равен объему, описанному плунжером от НМТ до ВМТ V:V = SплF,[м3], где F — площадь поперечного сечения цилиндра (м2), равная: F=πD2пл/4, Dпл – диаметр плунжера, равный внутреннему диаметру цилиндра. При ходе плунжера вниз (от ВМТ до НМТ) называется тактом нагнетания. Таким образом, за один насосный цикл «ход вверх–ход вниз» объем продукции, откачиваемый из скважины, составляет:V = Sпл πD2пл/4, [м3]Обозначим число двойных ходов плунжера в мин через n. Тогда теоретическая минутная подача насоса составит Q'т: Q'т= Sпл πD2пл/4n [м3/мин].Переходя к суточной подаче установки, умножим последнюю формулу на 1440 (число минут в сутках) и получим суточную теоретическую подачу установки Qт =1440 Sпл πD2пл/4n = 1440• F• Sпл • n,[м3/сут],где n — число двойных ходов плунжера в мин (число качаний балансира в мин). Обозначая длину хода полированного штока (на поверхности) через S, введем понятие условно теоретической подачи Qт.усл.:Qт.усл = 1440• F• S • n,[м3/сут]Введение условно теоретической подачи связано с тем, что длина хода плунжера Sпл в каждом конкретном случае является неизвестной величиной и может существенно отличаться от известной длины хода полированного штока S. Разница в указанных параметрах связана не только с упругими деформациями штанг и труб под действием статических нагрузок, но также и с влиянием на упругие деформации инерционных нагрузок, возникающих в насосной установке при определенных режимах ее работы. Таким образом, условно теоретическая подача установки может быть легко рассчитана в любой момент времени, для чего достаточно измерить (знать) длину хода полированного штока S. Обобщая вышесказанное получим, что регулирование работы скважины, оборудованной ШСНУ сводится к изменению числа двойных ходов плунжера и длины хода плунжера.

---

Смотрите также файлы

• Тест ваш образ жизни (Качан Л. Г. Формирование современных знаний о здоровье и зож. Метод пособие. Новокузнецк, 2002. С. 45).doc

• Химия пні малімі Скакова Г. К оу масаты.pptx

• Если принять, то уравнение изоклины для заданного уравнения или уравнение гипербол. Для примера ограничимся значениями, и.docx

• Закон Российской Федерации Об образовании (в действующей редакции).rtf

• Самарский государственный технический университет (фгбоу во Самгту).docx