Условия залегания нефти, газа и воды в залежах

БИЛЕТ № 1

Разряда

ОТВЕТЫ НА БИЛЕТЫ ОПРАТОРА ПО ДОБЫЧЕ

Нефть, газ и газонефтяные смеси в зависимости от их состава, соотношения, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях: в жидком, газообразном или в виде газожидкостных смесей.

При большом количестве газа в нефтяной залежи он может располагаться в виде газовой шапки в повышенной части структуры, часть жидких углеводородов нефти будет находиться в виде паров в газовой фазе. При высоком давлении в пласте плотность газа становится весьма значительной, и приближаться к плотности легких углеводородных жидкостей. В этих условиях в сжатом газе растворяются значительные количества нефти. Если же объем газа в залежи по сравнению с объемом нефти мал, а давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти, и тогда газонефтяная залежь залегает в однофазном (жидком) состоянии. Поэтому по условию залегания и количественному соотношению нефти и газа залежи подразделяются на нефтяные, газовые, газонефтяные (с большой газовой шапкой и нефтяной оторочкой), газоконденсатные.

Залежь — скопление нефти и газа в ловушке одного или нескольких гидродинамически связанных пластов-коллекторов.

Месторождение — одна или группа залежей, располо­женных на одной территории.

Различают нефтяные, нефтегазовые и газовые залежи. На­ряду с чисто газовыми встречаются газоконденсатные за­лежи, когда часть углеводородов находится в жидком состоя­нии или залежи, в которых эти углеводороды со снижением давления и температуры могут сконденсироваться.

На рис. 3 схематично показана газонефтяная залежь в раз­резе и плане. Свободный газ, как наиболее легкий компонент, занимает самую высокую часть ловушки. Такое скопление газа называют газовой шапкой. Ниже располагается нефтяная залежь. Если высота ее незначительна, то такую залежь назы­вают нефтяной оторочкой. Поверхность раздела между газом и нефтью в том случае, когда залежь не разрабатыва­ется, приближенно можно рассматривать, как горизонтальную плоскость. В геолого-промысловой практике ее принято назы­вать поверхностью газонефтяного контакта (обо­значается ГНК). Поверхность раздела между нефтью и подсти­лающей водой называется поверхностью водонефтяного контакта (обозначается ВНК).

Высоту нефтяной залежи Нн называют этажом нефте­носности, высоту газовой шапки Нг— этажом газонос­ности.

В чисто газовых залежах газ непосредственно контактирует с водой. Поверхность раздела между ними называют поверх­ностью газоводяного контакта (обозначается ГВК.)-

Рис. 2. Схемы ловушек для нефти

В залежах различают (рис. 3): внешний контур неф­теносности 1 (газоносности 2) —линия пересечения плоскости ВНК (ГНК) с поверхностью подошвы продуктивного пла­ста; внутренний контур нефтеносности 3 (газоносности 4) —ли­ния пересечения плоскости ВНК (ГНК) с поверхностью подо­швы пласта. На планах чисто нефтяных (чисто газовых) зале­жей могут быть нанесены только линии внешних и внутренних контуров нефтеносности (газоносности). Для таких залежей площадь на плане, ограниченная внешним контуром нефтенос­ности (газоносности), называется площадью нефтеносности (га­зоносности).

Рис. 3. Схема газонефтяной залежи

Нефть, газ и вода в нефтяной залежи располагаются в соответствии со своими плотностями: в верхней части – газ, ниже – нефть и еще ниже – вода. Водяные части пластов, как правило, оказываются в десятки и сотни раз больше нефтегазовой части и простираются на большие расстояния.

Жидкости и газ в пласте находятся под давлением, которое называется пластовым. От величины пластового давления зависят запас пластовой энергии и свойства жидкостей и газов в пластовых условиях. Пластовой давление определяет запасы газовой залежи, дебиты скважин и условия эксплуатации залежей.

Величина начального пластового давления зависит от глубины залегания продуктивного пласта. Если скважина заполнена жидкостью и не переливает (не фонтанирует), пластовое давление определяется как гидростатическое:

Pпл = Hpg

где Pпл. – начальное пластовое давление, Па; H – глубина залегания пласта, м; p – плотность жидкости, кг/м3; g – ускорение свободного падения тела (g = 9,81 м²/ с).

Встречаются ситуации, когда пластовое давление может превысить гидростатическое в 2 – 3 раза. Фактическое пластовое давление на месторождении определяют при помощи манометров, спускаемых в скважины.

Чем больше пластовое давление, тем больше запасы энергии пласта и тем больше нефти и газа можно извлечь из залежи. Температура в пластах также повышается с увеличением глубины их залегания.

2. Назначение и технологическая схема ДНС.

Входит в систему сбора на промыслах и предназначена для создания дополнительного напора в промысловых трубопроводах. Типовая схема ДНС включает в себя следующее оборудование: на входе и выходе на установку, устанавливаются задвижки. Нефть от ГЗУ через сепаратор 1–й ступени, поступает в буферную емкость, откуда центробежными насосами перекачивается по напорному нефтепроводу на УПН.

В связи с тем, что со скважин поступает обводненная нефть, в технологическую схему ДНС включают установку для предварительного сброса пластовой воды, которая затем используется в системе ППД. Для лучшего отделения пластовой воды от нефти в поток нефти подается реагент – деэмульгатор. Насосами – дозаторами типа НД, устанавливаемыми в блоке подачи химреагента БР–2,5 (БР–25). В установке предварительного сброса (УПС) происходит также частичная дегазация нефти. Отделившийся газ сжигается на факельной установке или используется для нагрева нефти в печах.

3. Назначение, устройство и принцип действия технического манометра.

Манометр – это прибор, предназначенный для измерения и показания давления пара, воды и т. д.

Технический манометр по устройству относится к трубчато-пружинным манометрам.

Состоит: из корпуса, стояка, пустотелой изогнутой трубки, стрелки, поводка, зубчатого сектора, шестеренки и пружины. Главной частью манометра является изогнутая пустотелая трубка, которая нижним концом соединена с пустотелой частью стояка. Верхний конец трубки запаян и может перемещаться, а, перемещаясь, передает свое движение зубчатому сектору, смонтированному на стояке, а потом шестерне, на оси которой сидит стрелка.

При подключении манометра к измеряемому давлению, давление внутри трубки стремиться ее выправить, движение трубки передается через поводок шестеренке и стрелке, стрелка двигаясь по шкале, показывает измеряемое давлении.

Пружинные манометры используются для измерения давлений в широких пределах. В этих приборах воспринимаемое давление уравновешивается усилием, возникающим при упругой деформации пружины. В них, в качестве чувствительного элемента применяются трубчатые, одновитковые и многовитковые пружинные сильфоны, коробчатые и плоские мембраны.

Наиболее часто используются показывающие манометры с одновитковой трубчатой пружиной, представляющей собой согнутую по кругу трубку. Один конец его соединен с ниппелем, служащим для подвода давления, а второй закрыт заглушкой и запаян. Поперечное сечение полой трубки имеет вид овала или эллипса, малая ось которой совпадает с радиусом самой пружины. При подводе давления во внутреннюю полость пружины, сечение трубки деформируется, стремясь приобрести наиболее устойчивую форму окружности. При этом свободный конец (заглушенный) трубки перемещается на расстояние, пропорциональное измеренному давлению, и посредством тяги поворачивает зубчатый сектор. В результате стрелка поворачивается на угол. Выбор зазоров в шарнирных и зубчатых зацеплениях обеспечивается спиральной пружиной (волоском), укрепленной одним концом на оси триба, а другим на кронштейне. Поворот показывающей стрелки отсчитывается, по круговой шкале с углом охвата 270*С. Регулировка передаточного механизма для определенного угла поворота стрелки осуществляется изменением положения точки крепления поводка (тяги) в прорези нижнего плеча зубчатого сектора. Корпус прибора круглой формы. В него вложена шкала в форме циферблата.

По принципу действия манометры подразделяются на жидкостные, пружинные, поршневые, и электрические.

Действие жидкостных манометров основано на уравновешивании измеряемого давления столбом жидкости.