Общая характеристика месторождения, химические и физические свойства нефти. Условия, причины и типы фонтанирования. Особенности эксплуатации скважин глубинными насосами. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Технология и оборудование для бурения скважин.
Залежь нефти воронежского горизонта приурочена к доломитизированным трещиноватым известнякам и серым доломитам. Нефть имеет плотность 0,821-0,835 г/см3, содержит 1,8-2,7% парафина, 0,31-0,93% серы, 5-12% смол акцизных; выход легких фракций (до 300° С) 52-56%. Залежь нефти и газа евлановско-ливенского горизонта приурочена к переслаиванию известняков, доломитов и доломитизированных известняков. Залежь разрабатывается с 1960 г. со средним начальным дебитом на скважину 20 т/сутки. Нефть имеет плотность 0,868 г/см3, вязкость 18,51 сст, содержит 0,30% серы, 17% акцизных смол и 0,71% парафина.Нефтегазопроявления и открытое фонтанирование возможны при несоответствии технологии работы, выбранного оборудования геолого-техническим условиям эксплуатации скважин, при освоении и ремонте фонтанных и периодически фонтанирующих скважин, при пропусках газа и нефти вследствие ослабления соединений, сальников и нарушений в обвязке, при повышении давления в системе выше расчетного. Большую опасность для ремонтных бригад представляет разлив нефти и распространение ее по площадке куста скважин. Многие фонтаны можно было предотвратить, если бы буровая бригада, в самом начале проявления, предприняла правильные действия для устранения его перехода в открытое фонтанирование. Педагогический коллектив Учебного центра и специалисты ЮРПФВЧ постоянно работают над улучшением программы обучения, принимая во внимание причины возникновения ГНВП и открытых фонтанов на месторождениях, обслуживаемых противофонтанными частями. При наличии растворенного газа в жидкости, который не выделяется благодаря давлению на устье, превышающему давление насыщения, и при давлении на забое, превышающем сумму двух давлений: гидростатического столба негазированной жидкости и давления на устье скважины.Устьевое оборудование I предназначено для герметизации полированного штока 14 с помощью сальника 21, направления потока жидкости потребителю, подвешивания насосно-компрессорных труб, замера затрубного давления и проведения исследовательских работ в скважине. Колонна насосных штанг II соединяет канатную подвеску насоса с плунжером глубинного насоса. Он состоит из цилиндра 24, прикрепленного к колонне насосно-компрессорных труб, плунжера 25 соединенного с колонной штанг. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт давлением жидкости, находящейся над плунжером, и столб жидкости в колонне насосно-компрессорных труб движется вверх - происходит откачивание жидкости. В это время впускной (всасывающий) клапан открывается, и жидкость заполняет объем цилиндра насоса под плунжером.Это обусловливается приближением зоны повышенного давления, создаваемого за счет закачки воды в водонагнетательные скважины, к добывающим скважинам. Скважины располагают в законтурной водоносной части пласта Применение законтурной системы разработки возможно тогда, когда водонефтяной контакт при достижимых перепадах давления может перемещаться. Иногда характеристики законтурной части пласта, по пористости, проницаемости, песчанистости существенно отличаются от характеристик центральной части пласта. При закачке в них воды по линиям рядов нагнетательных скважин образуется зона, повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. Большое преимущество описываемой системы - возможность начинать разработку с любой площади и, в частности, вводить в разработку в первую очередь площади с лучшими геолого-эксплуатационными характеристиками, наибольшей плотностью запасов с высокими дебитами скважин.Конструкция забоев скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях претерпевала много изменений: открытый забой, манжетная заливка, сплошная колонна с последующим цементированием и др. В современных условиях, когда в качестве эксплуатационного объекта принимают большие толщины продуктивной части, содержащей несколько пластов и прослоев, неоднородных по проницаемости, наиболее сообразной конструкцией забоя скважины следует считать наличие ной колонны с последующим цементированием. Поскольку сквозное долговременное сооружение, а с появлением воды в залежи возникают серьезные осложнения в обеспечении равномерной выработки луатац Ьных пластов и прослоев, объединенных в единый объект эксп-и позво "Конструкция забоя скважин должна быть абсолютно надежной Чессы и ТЬ Репятственн° выполнять многие технологические проемы, связанные с поэтапным освоением, селективным воздействием, производством ремонтно-изоляционных работ и др. Напротив как конструкция забоев скважин длительное время подвергается воздействию многочисленных факторов: кумулятивные струи и разлетавшиеся продукты детонации; эрозия и коррозия металла труб; тербарическое воздействие и многие другие факторы, которые отрицательно действуют на колонну и цементное кольцо, необходимо нижнюю часть колонны существенно усилить как за счет увеличения толщин, стенок труб, так и качества металла. Задание содержит: сведения об административном расположениии площади; номер скважин, которые должны сооружаться по данном
Список литературы
1. Бухаленко Е. И., Абдуллаев Ю. Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. М., Недра, 1974.
2. Валиханов А. В., Хисамутдинов Н. И., Ибрагимов Г. 3. Подземный ремонт насосных скважин. М., Недра, 1978.
3. Григорян А. Г. Прострелочные и взрывные работы в скважинах. М., Недра, 1980.
4. Казак А. С., Рост Н. И., Чичеров Л. Г. Погружные бесштанговые насосы для добычи нефти. М., Недра, 1973.
5. Казак А. С. Новое в развитии техники и технологии механизированных способов добычи нефти. М., изд. ВНИИОЭНГ, 1974.
6. Муравьев В. М. Спутник нефтяника. М., Недра, 1977.
7. Петров А. И. Глубинные приборы для исследования скважин. М., Недра, 1980.
8. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. проф. Ш. К. Гиматудинова. М., Недра, 1974.
9. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин/ А. Д. Амиров, А. К. Карапетов, Ф. Д. Лемберанский. М., Недра, 1979.
10. Техника и технология добычи нефти и газа/И. М. Муравьев, М. Н. Базлов, А. И. Жуков и др. М., Недра, 1971.
11. Чекалюк Э. Б. Термодинамика нефтяного пласта. М., Недра, 1965.
12. Шошин В. Д. Нефтяники страны. М., Недра, 1976.
13. Журнал «Нефтяное хозяйство».
Размещено на
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
