Режим работы нефтяных скважин

При водонапорном режиме залежь нефти подпирается пластовыми водами. Напор краевых вод является источником энергии нефтяной залежи. Вода, подпирающая залежь продвигается по мере извлечения нефти. Поэтому напор воды, а, следовательно, и нефти остаётся практически постоянным. Из залежей, работающих на водонапорном режиме целесообразно отбирать ежегодно лишь несколько процентов от всего объёма извлекаемых запасов нефти. Если отбор нефти производится слишком быстро, то поступление воды будет отставать от извлечения нефти, и давление в пласте будет падать.

Газонапорный режим создаётся в нефтяной залежи за счет энергии газа, первоначально размещенного в нефтяной шапке и расширяющегося по мере отбора нефти. Давление нефтяной шапки может играть большую роль в проталкивании нефти к забоям скважин. Если размер газовой шапки незначителен, то по мере эксплуатации, давление в залежи будет существенно уменьшаться. Поэтому при режиме газовой шапки, целесообразно сначала добывать нефть, а затем, после истощения нефтяной залежи, начать разработку скважин.

При режиме растворенного газа , источником энергии является напор газа, растворенного в нефти. При понижении давления, газ из растворённого состояния переходит в свободное состояние.

При этом режиме, по мере эксплуатации скважин, пластовое давление и поступление нефти из скважин систематически снижаются.

Источником энергии при гравитационном режиме является сила тяжести самой нефти. Если давление велико, то нефть или газ начинают фонтанировать, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессионным трубам за счет пластовой энергии. Это – фонтанная эксплуатация скважин. Величина пластового давления на большинстве месторождений находится в прямой зависимости от глубины залегания пластов.

В тех случаях, когда пластовая энергия недостаточна и глубина залегания продуктивного горизонта велика, применяется насосная эксплуатация скважин с помощью глубинных насосов, которые приводятся в действие станком–качалкой.

В случае гравитационного режима обычно необходимы меры по повышению или поддержанию внутрипластового давления, путём нагнетания в скважину воды или газа. [8-л]

 

Приложение 4

 

Техническая характеристика нефтяного месторождения.

1

Чернозём Песок Глина Уголь

0 м.

                                                                       

1.

 

23 м.

Терригенно–карбонатная толща (аргиллиты, алевриты, песчаники, известняки). Р1=233атм. t =54˚ С Р2=374 атм. К ( коэф. анормальности ) = 1, 1

400 м.

Терригенно-карбонатная толща, северо-кельтменского горизонта среднего карбона. Р1=210 атм. t =53˚ С Р2=303атм.

1870 м.

1470 м.

Меловые отложения и трещиноватые породы среднего карбона. Р1=42 атм. t =20˚ С Р2=63 атм.

 

 

 

[7-л]

 

Приложение 5

Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности

Снижение вредного воздействия процесса бурения скважин на атмосферу должно достигаться применением:

· Закрытых ёмкостей ГСМ.

· Хранения и применения материалов, исключающих загрязнение атмосферного воздуха (использование механических и технических средств, закрытой тары для приготовления буровых и тампонажных растворов, исключающих запылённость воздуха).

· Постоянной регулировки аппаратуры на ДВС.

· Применения горелок для бессажевого сгорания пластового флюида.

· Нейтрализации и обезвреживания выхлопных газов на ДВС.

· Применения надёжных технических средств и технологических процессов, предотвращающих возникновение нефтегазопроявлений и открытых фонтанов. [9-л]

Таблица 5.1

Наименование веществ	Сумма выбросов г/сек	ПДК М.Р. мг/м3	Ф=Е: ПДКмр
Оксид азота	0, 081	0, 600	0, 050	0, 1
Оксид углерода	0, 978	3, 00	0, 01	0, 1
Углеводороды	0, 978	5, 00	0, 01	0, 1
Сажа	0, 00019	0, 00004	0, 00004	0, 1

Таблица 5.2*

№п/п	Источник выделения вредных веществ в атмосферу	Число источников	Выделяемые вредные вещества	Количество выбросов вещества в атмосферу.
				г/сек	кг/час
1.	Ёмкость с нефтью	1.	Углеводороды	0, 012	0, 379
2.	Ёмкость с дизельным топливом	1.	Углеводороды	0, 029	0, 915
3.	ДВС силовой буровой установки	5.	Оксид углерода	0, 029	0, 915
4.	ДВС электростанции	1.	Углеводороды	0, 029	0, 915

Приложение 6

Подготовка площади под строительство скважины и оценка выполнения экологических норм при этом.

Подготовка площади под строительство скважин должна начинаться с обустройства выделенной территории; для этого территория очищается от растительности; в местах, где имеется плодородный слой, производится его снятии и складирование по границе строительной площадки. *

Плодородный слой почвы (при его наличии) необходимо снимать с помощью бульдозера, не допуская при этом смешивания плодородного слоя с минеральным грунтом; плодородный слой складывается в бурты, длинной до 80-100 метров и высотой 3-4 метра, с углом откоса не более 25-30° на специально отведённой площадке, предусмотренной схемой расположения бурового оборудования.

В целях предупреждения ветровой и волновой эрозии, складируемый плодородный слой должен засеваться многолетними травами, если срок хранения плодородного слоя превышает два года. Перетаскивание бурового оборудования при монтаже и демонтаже скважин производится на специальных тележках по трассам, шириной не более 15 метров, с использованием путей, согласно утвержденной схеме. [2, 3-л]

Приложение7

⇐ Предыдущая12345Следующая ⇒

Поделиться: