Билет № 1
Герметизированные системы сбора и транспортирования нефти, зависящие от величины и формы площади месторождения.
Месторождения нефти по площади могут быть большими ( 30 -60 км ), средними ( 10-20 км ), и малыми (10 км ). В зависимости от площади, формы и давления на устье скважин изменятся система промыслового сбора и транспортирования нефти, газа и воды.
Схема сбора нефти, газа и воды для большого месторождения:
Нефть, газ и вода из скважин под устьевым давлением направляется в выкидную линию диаметром 100 -150 мм и длинной от 0,8 – 3 км, до АГЗУ где происходит отделение газа от нефти и автоматический подсчёт дебита по каждой из подключенной скважине.
После АГЗУ нефть, газ и вода снова смешиваются направляются в сборный коллектор диаметром от 200 – 500 мм, длинной до 8 км и под собственным давлением движутся до ДНС, где происходит отделение нефть от газа, а на поздней стадии стадии разработки и от воды.
Газ с ДНС по газопроводу под собственным давлением поступает на УПН и через эжектор на ГПЗ. а частично дегазированная нефть направляется на приём насосов и подается ими по сборному коллектору на УПН. На УПН происходят вторая и третья ступени сепарации нефти от газа, а также обессоливание и обезвоживание нефти. Газ через эжектор направляется на ГПЗ, а дренажная вода на УПВ из которой насосами перекачивается на КНС, где насосы высокого давления подают готовую воду под давлением 15 -20 МПа в нагнетательные скважины.
Нефть подается на установку « Рубин -2м » для измерения качества и количества и долее потребителям.
Назначение, классификация и конструктивные особенности стальных резервуаров.
Нефтяные резервуары представляют собой ёмкости различных размеров, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учёта «сырой» и товарной нефти. Группу резервуаров, сосредоточенных в одном месте, принято называть резервуарным парком.
Общий объём товарного резервуарного парка должен быть равен двухсуточной плановой производительности всех эксплуатационных скважин данного месторождения.
РВС стоят из несгораемых материалов в наземном, полуподземном и подземном исполнении.
Днище РВС делают из листовой стали толщиной до 5 мм, так как гидростатическое давление создаваемое столбом жидкости, воспринимается фундаментом, на котором установлен резервуар.
При сооружении корпуса РВС стальные пояса могут располагаться тремя способами: ступенчатым, телескопическим и встык.
Крыши РВС строят трёх типов: конические, сферические и плоские. Чаще всего используют РВС с плоскими крышами, имеющие наименьшее газовое пространство и обеспечивающие наименьшие потери лёгких фракций от малых и больших « дыханий». Крыши располагаются на стропильных перекрытиях (фермах ), которые могут опираться как на промежуточные колонны внутри резервуара, так и непосредственно на его стенки.
3.Задача. Через замер АГЗУ за 30 минут прошло 11,7 м3. Рассчитать суточный дебет.
Ответ: 816 м3/сут
Билет №2
Классификация трубопроводов, применяемых на нефтяных месторождениях.
Все трубопроводы подразделяются на следующие категории:
1.По назначению – нефтепроводы, газопроводы, водопроводы, нефтегазопроводы.
2.По характеру движения жидкости – с совместным движением нефти ,газа и воды и с раздельным движением обводнённой и необводнённой нефти.
3.По характеру напоров – напорные, безнапорные и самотечные.
4.По величине рабочего давления – высокого от 6 МПа и выше, среднего 1,6 – 2,5 МПа, низкого 1,6 МПа и ниже.
5.По способу прокладки – подземные, надземные, подводные и подвесные.
6.По функции – выкидные линии, сборные коллекторы, товарные коллекторы, сборные газопроводы, водоводы.
7.По гидравлической схеме работы – простые трубопроводы, не имеющие ответвлений; сложные трубопроводы, имеющие ответвления, к которым относятся кольцевые (замкнутые)трубопроводы.
Билет №3
Билет №4
Билет №5
Билет №6
Билет №7
Билет №8
Билет №9
Билет №10
Билет №11
Билет №12
1.Назовите причины образования и отложения парафина в нефтепроводах.
Основные факторы, влияющие на образование парафиновых отложений на стенках труб:
Состояние поверхности труб. Шероховатость стенок труб способствует выделению газа из нефти, в результате чего растворимость парафина в нефти ухудшается и интенсивность отложений увеличивается.
Растворяющая способность нефти по отношению к парафиновым соединениям. Практикой установлено, что чем тяжелее нефть, тем хуже она растворяется в парафиновых соединениях, следовательно интенсивнее могут образовываться в такой нефти парафины и отлагаться на стенках труб.
Концентрация парафиновых соединений в нефти. Чем выше концентрация этих соединений, тем интенсивнее будет отложение парафинов при всех прочих равных условиях.
Температура кристаллизации парафинов. Как известно, кристаллизация парафинов, т. е. образование твердой фазы, происходит при разных температурах. Для парафинов, кристаллизирующихся при высокой температуре, образование и отложение их на стенках труб наступает раньше, чем для парафинов, кристаллизирующихся при низких температурах.
Темп снижения давления в потоке нефти. Чем больше перепад давления, тем интенсивнее происходят образование и выделение из нефти новой фазы – газа, способствующего понижению температуры нефтегазового потока. Кроме того, разгазирование нефти влечет за собой выделение легких фракций, являющихся наилучшим растворителем парафиновых соединений.
Электризация глобул воды, газовых включений и твердых парафиновых частиц в нефтегазоводяном потоке.
Скорость нефтегазового потока. Было доказано, что чем ниже скорость потока, т.е. чем меньше дебит скважин, тем больше величина парафиновых отложений.
Наличие в нефти воды и деэмульгаторов, вводимых для разрушения нефтяных эмульсий.
Билет №13
Билет №14
Билет №15
Билет №16
Билет №17
Билет №18
1.Основные требования, предъявляемые к пластовым водам, нагнетаемым в продуктивные горизонты.
К пластовым сточным водам, подлежащим закачке в продуктивные пласты, предъявляются следующие основные требования:
1) стабильность химического состава закачиваемой воды; 2) повышенная нефтевымывающая способность; 3) вода не должна вызывать быстрого снижения приемистости нагнетательных скважин; 4) не должна быть коррозионно активной; 5) затраты на очистку и подготовку воды должны быть минимальными.
Кратко поясним эти требования.
Стабильность химического состава пластовой сточной воды. Это значит, что в подготовленной для нагнетания воде при хранении и перекачке не должны образовываться твердые взвешенные частицы за счет химических реакций.
Повышенная нефтевымывающая способность. Закачиваемая в пласт вода должна обладать достаточной нефтевымывающей способностью, обеспечивающей при заводнении не менее 60% добычи от балансовых запасов нефти.
Вода не должна вызывать быстрого снижения приемистости нагнетательных скважин. Для поддержания приемистости нагнетательных скважин на определенном уровне содержание механических примесей и количество нефти в пластовой сточной воде, закачиваемой в продуктивные пласты, должно быть строго нормировано для каждого месторождения.
Коррозия оборудования и трубопроводов при закачке пластовой сточной воды в пласт. Коррозия трубопроводов и оборудования системы наносит ежегодно огромный материальный ущерб нефтяной промышленности.
Билет №19
Билет №20
Билет №21
Билет №22
Билет №23
Билет №24
1. Какие требования предъявляются к качеству пресной воды.
Для успешного осуществления процесса заводнения к качеству воды предъявляются определенные требования. Механические примеси и микроорганизмы, содержащиеся в нагнетаемой воде, заиливают поверхность фильтрации и закупоривают поровые каналы продуктивного пласта, снижая приемистость нагнетательных скважин. В тех случаях, когда для заводнения пластов, насыщенных сероводородной жидкостью применяется вода, содержащая железо и кислород, в пористой среде может происходить окисление с образованием твердых осадко гидратов закиси и окиси железа, сульфида железа и элементарной серы. Согласно существующим правилам и инструкциям, вода, предназначаемая для закачки в пласты, должна содержать не более 2мг/л взвешенных твердых частиц и 0,3 мг/л железа. Качество воды для заводнения следует нормировать для каждого конкретного месторождения с учетом коллекторских свойств пластов и применяемого метода заводнения. Кроме механических примесей, в закупорке пор продуктивных пластов активное участие принимают также различные микроорганизмы и водоросли, находящиеся в нагнетаемой воде. Установлено, что активная деятельность сульфатвосстанавливающих бактерий возникает через год после начала закачки воды в пласты. При этом бактерии способны почти полностью восстанавливать сульфаты, имеющиеся в закачиваемой воде, и образовывать до 100 мг/л сероводорода. Пресная вода, закачиваемая в залежь, иногда является главной причиной ухудшения коллекторских свойств пластов в связи с разбуханием глинистых материалов, входящих в состав пород. При значительном количестве глин в пласте целесообразно использовать для заводнения не пресные, а минерализованные воды, которые практически не вызывают разбухания глин, а следовательно , и не уменьшают поглотительной способности нагнетательных скважин.
Билет №25
Билет № 26
Билет №27
Билет№28
Билет№29
1.Расскажите устройство сепаратора с предварительным отбором газа.
В этом сепараторе нефтегазовая смесь подводится к корпусу сепаратора по наклонному трубопроводу, наклон которого может составлять 3-4 градуса. К нему приварена вертикально расположенная газоотводная вилка 2, подсоединённая к каплеуловительной секции 3, имеющей жалюзийные насадки 4.
Принцип работы:
В результате падения давления, возникающего при совместном движении нефти и газа по сборным коллекторам ( протяжённостью 2-8 км ), в них происходит медленная, но равновесная сепарация нефти и газа, которые в наклонном трубопроводе ещё больше разделяются и раздельно вводятся: нефть по продолжению трубопровода в корпус сепаратора, а газ по вилке газопровода 2 в каплеуловительную секцию 3.
Не успевшие соединиться в крупные агрегаты и не попавшие в газоотводную вилку пузырьки газа вместе с нефтью направляются в плоскостной диффузор 11, в котором постепенно происходит снижение скорости нефтяного потока. Из диффузора нефтегазовый поток с малой скоростью попадает на наклонные полки 10, где происходит интенсивное отделение оставшегося газа от нефти. Основной поток газа, отделяется от нефти до сепаратора при помощи газоотводной вилки 2, и направляется в каплеуловительную секцию 3, для высаждения из газа капелек нефти, задерживаемых жалюзийной насадкой 4.
Таким образом преимуществом данного сепаратора предварительное отделение нефти от газа.
Верхний и нижний уровни жидкости в сепараторе поддерживаются поплавком 8.
Билет №30
Билет № 1
Герметизированные системы сбора и транспортирования нефти, зависящие от величины и формы площади месторождения.
Месторождения нефти по площади могут быть большими ( 30 -60 км ), средними ( 10-20 км ), и малыми (10 км ). В зависимости от площади, формы и давления на устье скважин изменятся система промыслового сбора и транспортирования нефти, газа и воды.
Схема сбора нефти, газа и воды для большого месторождения:
Нефть, газ и вода из скважин под устьевым давлением направляется в выкидную линию диаметром 100 -150 мм и длинной от 0,8 – 3 км, до АГЗУ где происходит отделение газа от нефти и автоматический подсчёт дебита по каждой из подключенной скважине.
После АГЗУ нефть, газ и вода снова смешиваются направляются в сборный коллектор диаметром от 200 – 500 мм, длинной до 8 км и под собственным давлением движутся до ДНС, где происходит отделение нефть от газа, а на поздней стадии стадии разработки и от воды.
Газ с ДНС по газопроводу под собственным давлением поступает на УПН и через эжектор на ГПЗ. а частично дегазированная нефть направляется на приём насосов и подается ими по сборному коллектору на УПН. На УПН происходят вторая и третья ступени сепарации нефти от газа, а также обессоливание и обезвоживание нефти. Газ через эжектор направляется на ГПЗ, а дренажная вода на УПВ из которой насосами перекачивается на КНС, где насосы высокого давления подают готовую воду под давлением 15 -20 МПа в нагнетательные скважины.
Нефть подается на установку « Рубин -2м » для измерения качества и количества и долее потребителям.
Дата: 2019-02-02, просмотров: 796.
