Месяц: Июнь 2016

Ответ на вопрос: «Основное содержание проектных технологических документов при разработке нефтяных месторождений».

1. Пробная эксплуатация разведочных скважин реализуется по индивидуальным планам и программам в целях уточнения добычных возможностей скважин, состава и физико-химических свойств пластовых флюидов, эксплуатационной характеристики пластов. Такие планы и программы подлежат согласованию с местными органами Госгортехнадзора РФ сроком на 1 год.
2. Проект пробной эксплуатации является первой стадией проектирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. Под пробной эксплуатацией залежей или их отдельных участков следует понимать временную (сроком не более 3 лет) эксплуатацию разведочных скважин, при необходимости, и специально пробуренных опережающих добывающих и нагнетательных скважин. Проект пробной эксплуатации согласовывается с местными органами Госгортехнадзора РФ. Технико-экономические расчеты выполняются минимум на 20-летний срок для оценки технологических показателей разработки и «экономичности» проекта. Целью и задачей является уточнение имеющихся и получении дополнительной информации для подсчета запасов углеводородов, содержащихся в них ценных компонентов, построение геолог модели месторождения, обоснование режима работы залежи, выделение эксплуатационных объектов и оценка перспектив развития добычи нефти, газоконденсата.
3. Технологическая схема — проектный документ, определяющий с учетом экономической эффективности принципы воздействия на пласты и предварительную систему промышленной разработки месторождения. С реализации технологической схемы начинается этап разработки месторождения. Исходной первоначальной информацией для составления технологической схемы являются данные разведки, подсчета запасов, лабораторных исследований. Проектные решения должны приниматься с учетом необходимости дорозведки и перспектив разработки всего месторождения.
4. Проект разработки, основной проектный документ. Они составляются обычно после разбуривания 70% основного фонда скважин месторождения (залежи) с учётом дополнительных геолого-промысловых данных, полученных в результате реализации утверждённой технологической схемы, результатов специальных исследований, данных авторского надзора. Характеризуется большой глубиной проработки отдельных вопросов. При этом в резервный фонд закладывается до 10% основного фонда скважин. В документе обосновывается бурение скважин-дублеров. Проект разрбурки обосновывается на высоких категорий запасов (А и В). Экономико-технологические показатели считаются на полный срок выработки запасов.
5. Технологическая схема ОПР (опытно промышленная разработка). Цель ОПР залежей или их участков это промышленные испытания новой техники и технологической разработки, а так же ранее известных технологий, в новых геолого-промысловых условиях. Участок для ОПР выбирается таким, чтобы эти работы в случае получения отрицательных результатов не влияли на сохранность запасов остальной части месторождения. Сроки проведения работ не более 5 лет. Технико-экономические расчеты проводятся на период не менее 20 лет.
6. Уточненные проекты разработки (доразработки) составляются на поздней или завершающей стадии эксплуатации, после добычи основных извлекаемых (более 80%) запасов нефти месторождения, в целях корректировки добывных возможностей залежей, повышения эффективности их разработки, достижения более высокого КИН.
7. Анализ разработки осуществляется по разрабатываемым месторождениям в целях определения эффективности применяемой технологии разработки, выработки запасов по площади и разрезу и определения мер, направленных на совершенствование систем разработки, повышение их эффективности и увеличение КИН с учетом экономической эффективности.

Перечень вопросов для подготовки к госэкзамену по специальности 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Ответ на вопрос: «Основные технологические показатели разработки нефтяных месторождений».

Основные технологические показатели разработки нефтяных месторождений
1. Годовая добыча нефти (Q_н, тыс. т).
2. Годовая добыча газа (Q_г, тыс. м³).
3. Годовая добыча жидкости (Q_ж, тыс. м³).
4. Обводненность W (массовая и объемная) Q_в / Q_ж
5. Накопленная добыча нефти (∑Q_н) (с самого начала разработки на 1 января).
6. Накопленная добыча воды.
7. Накопленная добыча жидкости.
8. Газовый фактор (G — на поверхности, м³/м³).
9. Годовая закачка агента (Q_зак, тыс. м³).
10. Суммарная закачка(∑Q_зак).
11. Фонд добывающих скважин (n_д).
12. Фонд нагнетательных, резервных, специальных скважин.
13. Компенсация отбора жидкости и закачки: k = Q_зак / Q_жид, (%)
14. Суммарная компенсация отбора жидкости и закачки: ∑k = ∑Q_зак / ∑Q_жид
15. Дебит скважины по нефти: q_н = Q_н / (365α), где α — коэффициент эксплуатации (0,92-0,95)
16. Дебит скважины по жидкости.
17. Водонефтяной фактор: ВНФ = Q_в / Q_н;
    водожидкостный фактор: ВЖФ = Q_в / Q_ж
18. Коэффициент нефтеизвлечения: КИН = Q_извл / Q_баланс;
    текущий КИН: КИН_тек = Q_н / Q_баланс;
    проектный КИН: КИН_проект = Q_низ / Q_баланс;
    конечный КИН: КИН_конечн = ∑Q_н / Q_баланс.
    Нефтеотдача зависит от множества факторов. Обычно выделяют факторы, связанные с технологией извлечения нефти из пластов в целом. Поэтому нефтеотдачу можно представить в следующем виде:
    К_нефт = K_охв · K_выт · K_зав,
    где K_выт – коэффициент вытеснения нефти из пласта;
    K_охв – коэффициент охвата пласта воздействием (разработкой);
    K_зав – коэффициент заводнения месторождения.
    Коэффициентом вытеснения (K_выт) нефти водой называют отношение объема нефти, вытесненной водой из образца породы или модели пласта до полного обводнения получаемой продукции, к начальному объему нефти, содержащейся в образце породы или модели пласта:
    K_выт = V_нн / V_в,
    где V_нн – начальный объем нефти;
    V_в – объем нефти, вытесненный каким-либо агентом из образца породы или модели пласта.
    K_выт = 0,0366 · ln(K_пр / μ_н) + 0,7383;
    0,05 < K_пр < 3,190; 1,02 < μ_н < 77,3
    Коэффициент охвата пласта воздействием (K_охв) определяется как отношение объема продуктивного пласта, охваченного вытеснением, к начальному нефтенасыщенному объему пласта:
    K_охв = V_пп / V_п,
    где V_пп – объем залежи, охваченный процессом вытеснения;
    V_п – начальный нефтесодержащий объём залежи.
    Коэффициент заводнения (K_зав) зависит от большого числа факторов. Поэтому удобно представлять его в виде произведения целого ряда коэффициентов, учитывающих влияние того или иного фактора, оказывающего соответствующее воздействие на общий коэффициент охвата:
    K_зав = K₁ · K₂ · K₃ · K₄ · K₅,
    где K₁ — коэффициент охвата, учитывающий влияние неоднородности пласта по проницаемости;
    K₂ — коэффициент охвата залежи, зависящий от сетки скважин, учитывающий прерывистость продуктивного пласта, то есть зональную неоднородность;
    K₃ — коэффициент охвата, учитывающий потери нефти в зоне стягивающего ряда скважин;
    K₄ — коэффициент охвата, учитывающий потери нефти в зоне разрезающего ряда скважин;
    K₅ — коэффициент охвата, учитывающий потери нефти на невыработанных участках залежи.
    КИН – это относительная величина, показывающая, какой объём нефти от начальных балансовых запасов извлекается или может быть извлечен из выработанной или предположительно выработанной залежи до предела экономической рентабельности эксплуатации и является показателем завершенного процесса разработки или такого, который предполагается завершить в определенных условиях.
    КИН — коэффициент вытеснения нефти из пласта показывает полноту извлечения нефти из охваченного заводнением объема залежи. Определяется в лабораторных условиях путем длительной промывки образца горных пород взятого из продуктивного пласта до полного обводнения струи жидкости выходящей из керна и представляет собой отношение объема вытесненной нефти из керна к первоначальному содержанию объема нефти в образце.
19. Отбор от начальных извлекаемых запасов (НИЗ): T = ∑Q_н / Q_низ
20. Темп отбора: T = Q_н / Q_низ

Перечень вопросов для подготовки к госэкзамену по специальности 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Ответ на вопрос: «Оборудование для спускоподъемных операций (СПО)».

В нефтепромысловой практике при текущем и капитальном ремонте нашли применение: подъемные установки(предназначены для спускоподъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки при текущем ремонте нефтяных и газовых скважин не оборудованных вышечными сооружениями):
1) Азинмаш 37А на базе КрАЗ-255Б;
2) УПТ-50 (представляет собой самоходную установку смонтированную на базе транспорта Т-130 и состоящую из основных узлов: коробки передач, однобарабанной лебедки, вышки с талевой системой, опор вышки, гидравлических, электрических и пневматических систем управления, укомплектована автоматом АПР-ГП с гидроприводом для свинчивания /развинчивания НКТ);
3) агрегат А-50У;
4) комплекс оборудования КОРО1-80;
5) лебедка подъемная ЛПР-60, лебедка подъемная тракторная ЛПТ 8, лебедка подъемная в рамном исполнении ЛПР-10Э для работы на морских основаниях.

При работе с подъемными установками у скважин располагают стационарные или передвижные вышки или мачты.

Для связи с лебедкой и поднимаемым грузом используют талевую систему. Она включает в себя кронблок, талевый блок, крюк, талевый канат и направляющий ролик.

Ротор предназначен для вращения колонны труб, их свинчивания и развинчивания, поддержания труб при разгрузке талевой системы, а также для выполнения ловильных и вспомогательных работ.

Соединительным звеном между талевой системой и трубами, подвешенными к вращающейся части ротора (элеватором), служит вертлюг ВЭ — эксплуатационный, ВП — промывочный). Он обеспечивает свободное вращение труб и подачу промывочной жидкости в колонну труб. Вертлюг с помощью промывочного шланга соединяют со стояком, через который прокачивают промывочную жидкость.

Для захвата колонны труб и штанг и удержания их на весу в процессе спускоподъемных операций применяют трубные и штанговые элеваторы (одно/двухштропные).

Для подвески элеватора на крюк талевой системы предназначены штропы, которые представляют собой замкнутую стальную петлю овальной формы.

Спайдеры используются для автоматизации операций по захвату, удержанию на весу и центрированию колонны труб в процессе спускоподъемных операций при ремонте скважин.

Для механизации операций по свинчиванию/развинчиванию используются ключи КМУ (механический универсальный).

Для извлечения оставшейся в скважине колонны труб используют: метчики МЭУ или МЭС, колокола-ловильный инструмент врезного типа, труболовки.

Перечень вопросов для подготовки к госэкзамену по специальности 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»