2. 1. Кіріспе
Мұнай мен газ негізгі энергия тасымалдаушылар бола отырып, мемлекет
экономикасында маңызды рөл атқарады. Мұнай-газ өңдеу өнімдері-көлік үшін
отынның барлық түрлерінің негізі, химия өнеркәсібі үшін құнды шикізат.
Мұнай мен көмірсутек газдары бес мыңнан астам түрлі химиялық өнімдерді өндірудің
негізі болып табылады. Химия өнеркәсібінде көмірсутек шикізатын кең көлемде
пайдалану, мысалы, синтетикалық каучук өндірісінде, азық-түлік шикізатынан алынған
этил спиртін арзан синтетикалық спиртпен алмастыруға мүмкіндік береді.
Мұнайдан оны өңдеу кезінде бензин, керосин, дизель отыны, майлау майлары,
мазут, парафин, битум және басқа да мұнай өнімдері алынады.
Мұнай мен газды химиялық өңдеу әртүрлі полимерлі қосылыстар береді: синтетикалық
каучуктар мен талшықтар, пластмассалар, бояулар және т. б.
Мұнай кен орындарын игеру жобалары Ұңғымаларды орналастырудың озық
технологиялық схемаларын, қабат қысымын ұстап тұру жүйелерін және мұнай беруді
арттырудың жаңа әдістерін қолдануды қамтиды.
Кәсіптерде мұнай, газ және ілеспе өндірілген суды жинаудың герметикалық
жүйелері қолданылады. Мұнай одан әрі тасымалдау алдында мұнайды дайындау
қондырғыларында қажетті кондицияға жеткізіледі. Өндірілген суды алдын ала ағызу
қондырғылары енгізілуде.
3. Мұнай және газ өндіру жөніндегі Оператор 3-разряд
• Жұмыс сипаттамасы. Мұнай, газ және газ конденсатын өндірудің барлық тәсілдері
кезінде технологиялық процесті жүргізу; біліктілігі анағұрлым жоғары оператордың
басшылығымен жабдықтар мен механизмдерге қызмет көрсету, монтаждау және бөлшектеу.
Ұңғымалардың, газды кешенді дайындау қондырғыларының, топтық өлшеу
қондырғыларының, сығымдау сорғы және компрессор станцияларының, газды жерасты
сақтау станцияларының және мұнай, газ, газ конденсатын өндіру және газды жерасты сақтау
технологиясымен байланысты басқа да объектілердің жұмысының белгіленген режимін
қолдау жөніндегі жұмыстарды жүзеге асыру. Жеке тораптар мен механизмдерді, қарапайым
Мұнай кәсіпшілігі жабдықтары мен арматураларын әзірлеу, жөндеу және құрастыру.
Ұңғымалардағы сорғы-компрессорлық құбырларды парафин мен шайырлардан
механикалық және автоматты қырғыштармен тазалау. Ұңғымалар мен түсіру желілерінің
жерасты және жер үсті жабдықтарын жоғары қысымды бумен өңдеу. Автоматтандырылған
топтық өлшеу қондырғысында ұңғымалардың дебитін өлшеу. Бақылау және автоматика
аспаптарының көрсеткіштерін ашу. Ұңғымалар мен басқа да мұнай кәсіпшілігі
жабдықтарының жұмысында байқалған барлық ақаулар туралы жұмыс басшысы мен
операторға ақпарат беру.
• Білуге тиіс: Мұнай және газ кен орны туралы негізгі ұғымдар; ұңғымалар мен
қондырғылардың, қолданылатын аспаптар мен құрылғылардың, бақылау-өлшеу
аспаптарының жер үсті жабдықтарын пайдалану және оларға қызмет көрсету мақсаты,
қағидалары; мұнай, газ, газ конденсатын өндіру, жинау, тасымалдау, газды айдау және
іріктеудің технологиялық процесі; мұнай, газ және газды жинау және тасымалдау схемасы.
қызмет көрсетілетін учаскедегі конденсат; қызмет көрсетілетін бақылау-өлшеу
аспаптарының, аппаратураның, автоматика және телемеханика құралдарының құрылғысы
4. Мұнай және газ өндіру жөніндегі Оператор 4-разряд
• Жұмыс сипаттамасы. Мұнай, газ, газ конденсатын өндірудің барлық тәсілдері кезінде
технологиялық процесті жүргізу; газды айдау және іріктеу және Ұңғымалардың, газды кешенді
дайындау қондырғыларының, топтық өлшеу қондырғыларының, сығымдау сорғы және
компрессорлық станцияларының, газды жерасты сақтау станцияларының және басқа да мұнай
кәсіпшілігі жабдықтары мен қондырғыларының үздіксіз жұмысын қамтамасыз ету. Ұңғымаларды
игеру, оларды белгіленген режимге шығару жөніндегі жұмыстарға қатысу; біліктілігі анағұрлым
жоғары оператордың басшылығымен құбырларды, технологиялық жабдықтарды престеу.
Құрлықтағы кәсіпшілік жабдықтарды, қондырғыларды, механизмдер мен коммуникацияларды
монтаждау, бөлшектеу, техникалық қызмет көрсету және жөндеу.
• Гидрат түзілімдеріне, парафин шөгінділеріне, шайырларға, тұздарға қарсы профилактикалық
жұмыстар жүргізу және осы жұмыстарды жүргізу үшін реагенттерді есептеу. Бақылау-өлшеу
аспаптарының көмегімен әртүрлі технологиялық параметрлердің шамаларын өлшеу. Ұңғыма
жұмысының параметрлерін алу және беру, автоматика және телемеханика құралдарының
жұмысын бақылау. Ұңғымаларды зерттеу жұмыстарына қатысу.
• Білуге тиіс: Мұнай және газ кен орны, кен орындары режимі туралы негізгі деректер; мұнайдың,
газдың және газ конденсатының физикалық-химиялық қасиеттері; қызмет көрсетілетін
ұңғымалардың технологиялық режимі; газды кешенді дайындау қондырғыларының, топтық өлшеу
қондырғыларының, мұнай, газ және газ конденсатын жинау және тасымалдау, Қызмет көрсетілетін
газды айдау және іріктеу жүйелерінің құрылысы мен жұмыс принципі бақылау-өлшеу аспаптарын,
аппаратураны, автоматика және телемеханика құралдарын; жерүсті кәсіпшілік жабдықтарын,
қондырғыларды, құбырларды пайдаланудың техникалық сипаттамасы мен қағидаларын; мұнай
мен газ өндіруді қарқындату, ұңғымаларды зерттеу, Мұнай және газ кен орындарын игеру,
Ұңғымаларды жерасты және күрделі жөндеу әдістері туралы жалпы түсінік; Мұнай және газ
ұңғымаларын бұрғылау және игеру техникасы мен технологиясының негіздері; кәсіпшілік электр
жабдықтарын пайдалану және электр техникалық қондырғыларда жұмыс істеу қағидалары
5. • БІЛІКТІЛІГІ-5 РАЗРЯД
• Мұнай және газ өндіру жөніндегі Оператор БІЛУІ КЕРЕК:
• Мұнай, газ, газ конденсатын өндірудің, газды айдаудың және іріктеудің барлық тәсілдері кезінде технологиялық
процесті жүргізу және Ұңғымалардың, газды кешенді дайындау қондырғыларының, топтық өлшеу қондырғыларының,
сығымдау сорғы және компрессорлық станцияларының, газды жерасты сақтау станцияларының және басқа да мұнай
кәсіпшілігі жабдықтары мен қондырғыларының үздіксіз жұмысын қамтамасыз ету.
• Ұңғымаларды игеру, оларды белгіленген режимге шығару жөніндегі жұмыстарға қатысу, біліктілігі анағұрлым жоғары
оператордың басшылығымен құбырларды, технологиялық жабдықтарды престеу.
• Құрлықтағы кәсіпшілік жабдықтарды, қондырғыларды, механизмдер мен коммуникацияларды монтаждауды,
бөлшектеуді, техникалық қызмет көрсетуді және жөндеуді жүргізу.
• Гидрат түзілімдеріне, парафин шөгінділеріне, шайырларға, тұздарға қарсы профилактикалық жұмыстар жүргізу және
осы жұмыстарды жүргізу үшін реагенттерді есептеу.
• Бақылау-өлшеу аспаптарының көмегімен әртүрлі технологиялық параметрлердің шамаларын өлшеуді жүргізу.
• Ұңғымалардың жұмыс параметрлерін алу және беру, автоматика және телемеханика құралдарының жұмысын бақылау.
• Ұңғымаларды зерттеу жұмыстарына қатысу.
• Газлифт ұңғымаларының (газоманинифольдтар, газ сепараттары, жылу алмастырғыштар) коммуникацияларына
техникалық қызмет көрсету.
• Сорғы жабдықтарына ағымдағы қызмет көрсету.
• Мұнай және газ өндіру жөніндегі Оператор БІЛУГЕ ТИІС:
• Мұнай және газ кен орны, кен орындары режимі туралы негізгі мәліметтер.
• Мұнай, газ және конденсаттың физикалық-химиялық қасиеттері.
• Қызмет көрсетілетін ұңғымалардың технологиялық режимі.
• Газды кешенді дайындау қондырғыларының, мұнай, газ, конденсатты жинау және тасымалдау жүйелерінің топтық
өлшеу қондырғыларының, қызмет көрсетілетін бақылау-өлшеу аспаптарының, аппаратураның, автоматика және
телемеханика құралдарының құрылысы мен жұмыс принципі.
• Жер үсті жабдығының, қондырғылардың, құбырлар мен аспаптардың техникалық сипаттамасы, құрылысы және
пайдалану ережесі.
• Мұнай мен газ өндіруді қарқындату, ұңғымаларды зерттеу, Мұнай және газ кен орындарын игеру, Ұңғымаларды
жерасты және күрделі жөндеу әдістері туралы негізгі мәліметтер.
• Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылау және игеру техникасы мен технологиясының негіздері.
• Кәсіпшілік электр жабдықтарын пайдалану және электр техникалық қондырғыларда жұмыс істеу қағидалары.
6. • БІЛІКТІЛІГІ-6 РАЗРЯД
• Арнайы орта білім қажет.
• Мұнай және газ өндіру жөніндегі Оператор БІЛУГЕ ТИІС:
• Мұнай, газ, газ конденсатын өндірудің, газ айдаудың және іріктеудің барлық тәсілдері кезінде технологиялық процесті
жүргізу және ұңғымалардың жұмыс режимін сақтау және жақсарту бойынша геологиялық-техникалық іс-шараларды
жүзеге асыру.
• Өнімділігі тәулігіне 500 м3 дейінгі ұңғымалар мен электр суасты орталықтан тепкіш сорғыларды игеру және жұмыс
режиміне шығару жөніндегі жұмыстарды жүзеге асыру.
• Жоғары қысымды газды 15 МПа (150 кгс/см2) немесе су-газ әсеріне дейін айдай отырып, қабат қысымын ұстап тұру әдісін
пайдаланған кезде алау жүйелерінің тұтану құрылғыларын баптауды, газды кешенді дайындау, газды тазарту және кептіру
қондырғыларына, айдау ұңғымаларына қызмет көрсетуді жүзеге асыру.
• Мұнай кәсіпшілігі жабдықтарын, қондырғыларды, механизмдерді, бақылау-өлшеу аспаптары мен коммуникацияларды
қарапайым және күрделілігі орташа монтаждау және бөлшектеу жөніндегі жұмыстарға басшылық жасау.
• Ұңғымаларды күрделі және жерасты (ағымдағы) жөндеуге дайындау және оларды жөндеуден кейін қабылдау жөніндегі
жұмыстарға қатысу.
• Ұңғымаларды зерттеуге, игеруге, пайдалануға беруге дайындау.
• Бақылау-өлшеу аспаптарының көмегімен жерүсті және жерасты жабдықтарындағы, автоматика және телемеханика
құралдарының жұмысындағы ақаулардың сипатын анықтау.
• Ақаулы жергілікті автоматика блоктарын ауыстырыңыз, шағын жөндеу жұмыстарын жүргізіңіз.
• Ақаулардың себептерін анықтаңыз және электр және жарықтандыру желісіндегі, іске қосу аппаратурасы мен электр
қозғалтқыштарындағы қарапайым зақымдарды жойыңыз.
• Газлит ұңғымаларының (газоманифольдтар, газ сепараттары, жылу алмастырғыштар) коммуникацияларына техникалық
қызмет көрсету бойынша жұмыстарды жүргізуге басшылық жасау және қатысу.
• Біліктілігі төмен операторларды басқарыңыз.
• Мұнай және газ өндіру жөніндегі Оператор БІЛУГЕ ТИІС:
• Мұнай, газ, газ конденсатын өндіру, газды айдау және іріктеудің технологиялық процесі.
• Жерасты және жер үсті жабдықтарының техникалық сипаттамасы мен құрылымы.
• Ұңғымаларды жерасты және күрделі жөндеу түрлері.
• Ұңғымаларды зерттеу және мұнай мен газ өндіруді қарқындату әдістері.
• Қысыммен жұмыс істейтін ыдыстардың құрылғылары мен пайдалану ережелері.
• Монтаждау және қағидаттық схемалар, қызмет көрсетілетін аппаратураны пайдалану ережесі, автоматика және
телемеханика.
• Электротехника, автоматика және телемеханика негіздері.
7. • 2. Мұнай мен газдың құрамы мен қасиеттері. Мұнай және газ
кен орындары туралы негізгі мәліметтер
Мұнайдың құрамы мен қасиеттері
• Мұнай мен газ-көміртекті емес компоненттердің қоспалары
бар әртүрлі құрылымдағы көмірсутектердің күрделі табиғи
қоспасы. Қабатта да, жер бетінде де сұйық күйде болатын
көмірсутектердің қоспалары мұнай деп аталады.
• Мұнайдың физика-химиялық қасиеттері және оның тауарлық
қасиеттері құрамымен анықталады. Мұнайдың құрамы қарапайым
және фракциялық болып жіктеледі.
• Мұнайдың элементар құрамы деп ондағы химиялық
элементтердің массалық құрамы түсініледі. Негізгі элементтер-
көміртегі мен сутегі. Көміртегі мөлшері 83-87 %, сутегі 12-14%.
Басқа элементтерге қарағанда әлдеқайда аз-күкірт, оттегі, азот,
олардың мөлшері сирек 3-4% - дан асады.
8. • Шекті қатардағы көмірсутектер:
• Ең қарапайым көмірсутек - метан-СН4 (газ)
• - этан-С2Н6 (газ)
• - пропан-С3Н8 (қалыпты температурада болатын
газ және
• аз қысым сұйықтық)
• - бутан-С4Н10 (қалыпты температурада болатын
газ
• және аз қысым сұйықтық)
• -пентан-С5Н12 (сұйықтық)
• және т. б.
• Күкірт құрамы бойынша мұнай сыныптарға бөлінеді:
• - аз күкіртті (күкірт мөлшері 0,5 % дейін)
• - күкіртті (- //- 0,51-ден 2% - ға дейін)
• - жоғары күкіртті (- //- 2% - дан астам)
• Шайырлардың құрамы бойынша мұнай кіші сыныптарға бөлінеді:
• - аз шайырлы (шайыр мөлшері 18% дейін)
• - шайырлы (- //- 18-ден 35% - ға дейін)
• - жоғары шайырлы (- //- 35% - дан астам)
• Парафиннің құрамы бойынша мұнай топтарға бөлінеді:
• - аз парафинді (парафин мөлшері 1,5% дейін)
• - парафинді (- //- 1,51-ден 6% - ға дейін)
9. • Күрделі қоспаларды қарапайымға бөлу фракция
деп аталады. Мұнай айдау арқылы
фракцияларға бөлінеді. Қайнау аралығы 30-205
градус болатын мұнай фракциясы – бензин,
қайнау аралығы 200-300 градус-керосин. Қалған
фракция-бұл битумдар, гудрондар, майлар
алынатын мазут.
• Фракциялық құрамына байланысты бензин
(жеңіл) және отын (ауыр) майлары
ажыратылады.
• Мұнайдың қасиеттері оны өндіру
процесінде өзгереді-қабатта, ұңғымада, жинау
және дайындау жүйелерінде, басқа
сұйықтықтармен және газдармен байланыста
болған кезде.
10. • Мұнайдың қасиеттері: тығыздығы, тұтқырлығы, газ мөлшері (газ
факторы), мұнайдың газбен қанығу қысымы, мұнайдың сығылуы
және оның шөгуі, беттік керілу,көлемдік коэффициент, жарқыл
температурасы, парафиннің кристалдану температурасы және т. б.
• Мұнайда еріген газдың мөлшері мұнай құрамындағы газбен
сипатталады (газ факторы), бұл қысым мен температураның
қабаттан стандартты жағдайларға дейін төмендеуі кезінде қабаттық
мұнай көлемінің бірлігінен бөлінетін газ көлемін білдіреді. Бірлік. м3
/ м3 немесе м3 / т.
• Мұнайдың маңызды қасиеті-мұнайдың газбен қанығу қысымы,
онда газдың белгілі бір көлемі мұнайда еріген күйде болады. Осы
мәннен төмен қысым төмендеген кезде газдың бос күйге шығуы орын
алады. Мұнайдың қабаттар арқылы жылжуы және ұңғымалар арқылы
жер бетіне көтерілуі осы процеске байланысты.
• Мұнайдың тығыздығы оның құрамына, еріген газдың мөлшеріне,
қысымы мен температурасына байланысты. Мұнай тығыздығы-
мұнай массасының оның көлеміне қатынасымен өлшенетін
физикалық шама. Бірлік. т / м3. Олар мұнайдың салыстырмалы
тығыздығы ұғымын t = + 4 градуста тазартылған судың
тығыздығына сан жағынан тең пайдаланады.С.
11. • Қабат жағдайындағы мұнайдың тығыздығы көлемнің өзгеруіне
байланысты бетіндегі бірдей мұнайдан айтарлықтай ерекшеленеді.
• Мұнайдың шөгуі қабат жағдайындағы мұнай көлеміне жатқызылған
қабат пен газсыздандырылған мұнай көлемінің арасындағы
айырмашылықты сипаттайды.
• Тұтқырлық-сұйықтықтың қозғалыс кезінде оның бөлшектерінің
қозғалысына қарсылық көрсету қасиеті. Мұнайдың динамикалық,
кинематикалық және шартты тұтқырлығын ажыратыңыз.
• Бірлік тиісінше, Па*с, м2 / с.
• Беттік керілу дегеніміз-беткі қабаттың қысымымен беттің пішінінің
өзгеруіне қарсы тұратын реакция күштері, бұл ортаның бетінде
молекулалық тартылыстың өзара тепе-теңдігінің болмауынан
туындайды. Мұнай өндіруді арттырудың физика-химиялық әдістерін
қолдануды таңдау үшін қажетті Параметр.
• Мұнайдың сығылу коэффициенті-қысым 0,1 Мпа-ға өзгерген кезде
қабаттық мұнай көлемінің бірлігінің өзгеру көрсеткіші. Ол мұнайдың
серпімділігін сипаттайды.
12. • Мұнай газдары және олардың қасиеттері
• Табиғи мұнай газдары-негізгі құрамдас бөлігі метан
болатын шекті көмірсутектердің қоспалары. Табиғи
газдағы қоспалар түрінде азот, көмірқышқыл газы,
күкіртсутек, меркаптан, гелий, аргон және сынап буы
болады.
• Табиғи газдың физикалық қасиеттері оның
құрамына байланысты, бірақ тұтастай алғанда
қоспаның негізгі компоненті ретінде метанның
қасиеттеріне жақын.
• Газдың молекулалық салмағы: 16-20
• Газдың тығыздығы: 0,73-1 т / м3.
• Есептеулерде салыстырмалы тығыздық
қолданылады - ауа тығыздығына қатысты алынған
газдың тығыздығы.
• Муравленков аймағындағы ілеспе газдардың
13. - Қабат суларының физика-химиялық қасиеттері
- Қабаттық сулар мұнай-газ кен орындарының көпшілігінде кездеседі
және мұнайдың жалпы спутнигі болып табылады. Су мұнаймен бірге
пайда болатын қабаттардан басқа, таза сулы қабаттар да кездеседі.
- Мұнай-газ горизонттарына қатысты қабат сулары келесі түрлерге
бөлінеді:
- контурлық (шеткі)- Мұнай қабаттарының төмендеген учаскелеріндегі
мұнай кен орнын мұнай айналымы жағынан тірейтін сулар;
- плантар-қабаттың контурлы аймағының төменгі бөлігіндегі сулар; кейде
олар бүкіл құрылымға, оның ішінде оның Арка бөлігіне де таралады;
- аралық-мұнай немесе газ қабаттарының пропластикаларында жатқан
сулар;
- жоғарғы-осы мұнай қабатынан жоғары жатқан сулар;
- төменгі-осы мұнай қабатының астында жатқан сулар;
- аралас - осы мұнай қабатынан жоғары жатқан және бірнеше Сулы
қабаттардан келетін немесе жоғарыдағы және астындағы Сулы
қабаттардан келетін сулар.
14. • Мұнай және газ кен орындарындағы қабат суы тек таза су аймағында ғана
емес, сонымен қатар мұнай мен газда да болуы мүмкін, кен орындарының
өнімді жыныстарын мұнай мен газбен қанықтырады. Бұл су
байланыстырылған немесе көмілген деп аталады.
• Мұнайдың шөгінді шөгінділеріне енгенге дейін тау жыныстарының
арасындағы кеуек кеңістігі сумен толтырылған. Тау жыныстарының
(мұнай мен газ коллекторларының) тектоникалық тік орын ауыстыру
процесінде және одан кейін көмірсутектер қабаттардың жоғары
бөліктеріне қоныс аударды, онда Сұйықтықтар мен газдардың
тығыздығына қарай таралуы орын алды. Мұнай кен орындарының
жыныстарындағы байланысты судың мөлшері пайыздық үлестен 70%
кеуек көлеміне дейін ауытқиды және көптеген коллекторларда бұл
көлемнің 20-30% құрайды.
• Қабат суларының негізгі физикалық көрсеткіштері: тығыздық,
тұздылық, минералдану, тұтқырлық, температура, электр өткізгіштік,
сығылу, радиоактивтілік, судағы мұнай мен газдардағы судың ерігіштігі.
• Қабат сулары әдетте қатты минералданады. Олардың минералдану
дәрежесі тұщы суда 1 м3 үшін бірнеше жүз грамнан және
концентрацияланған тұзды ерітінділерде 80 кг / м3 дейін өзгереді.
15. • Қабат суларында кездесетін минералдар натрий, кальций,
магний, калий және басқа металдардың тұздарымен ұсынылған.
Қабат суларының негізгі тұздары-хлоридтер, сонымен қатар
сілтілі металл карбонаттары. Газ тәрізді заттардан қабат
суларында көмірсутек газдары, кейде күкіртсутек болады.
Қабат суының тығыздығы онда еріген тұздардың мөлшеріне
байланысты 1,01-1,013 г/см3 аралығында болады.
• Тығыздықтың мәні бойынша басқа мәліметтермен бірге судың
шығу тегі бағаланады. Екі типтегі ең қабатты сулар: қатты
(хлоркальций және хлормагний) және
• сілтілік (натрий гидрокарбонаты).
• Қабат суының тұтқырлығы мұнайдың тұтқырлығынан аз.
Муравленковск аймағының резервуарлық суының тұтқырлығы
0,37-0,5 МПа*с аралығында өзгереді, температураның
жоғарылауымен судың тұтқырлығы төмендейді. Қабат
суларында минералдану дәрежесіне байланысты электр
өткізгіштігі бар.
16. • 3. Тау жыныстары. Коллекторлық тұқымдардың физикалық
қасиеттері
• Тау жыныстары жер қыртысын құрайтын және біртекті немесе әртүрлі
минералдардан және басқа жыныстардың қалдықтарынан тұратын тығыз
және борпылдақ агрегаттар деп аталады.
• Тау жыныстарының келесі түрлері бар:
1.Магмалық (атқылау) жыныстар-жер қыртысының қалыңдығында
магма қатайған кезде пайда болған жыныстар (граниттер) немесе жер
бетіндегі жанартау лавалары (базальттар).
2.Шөгінді жыныстар - минералды және органикалық заттарды
тұндыру, содан кейін оларды тығыздау арқылы пайда болған
жыныстар. Сазды, құмды және карбонатты
жыныстар басым.
3..Метаморфты жыныстар-жоғары қысымның, температураның
және химиялық әсердің әсерінен олардың физикалық, химиялық
өзгерістерінің нәтижесінде шөгінді және магмалық жыныстардан
түзілген жыныстар. Оларға сазды тақтатастар,
Слюда тақтатастары, гнейстер, кварциттер жатады.
• Шөгінді жыныстар жер қыртысында қабаттармен жатыр.
17. Кеуектер (қуыстар), жарықтар, каверналар жүйесі бар және сұйықтықтар
мен газдар қозғала алатын қабаттар коллекторлық қабаттар (құмдар,
құмтастар, жарылған және кавернозды әктастар) деп аталады.
• Олар бос жерлері жоқ және сұйықтықтар мен газдар (саздар, тығыз әктастар)
қозғала алмайтын тығыз шөгінді жыныстармен қабаттасады.
• Әлемдік мұнай қорының басым бөлігі шөгінді жыныстармен шектелген.
• Коллекторлық тау жыныстары үшін ең маңыздысы олардың сыйымдылығы
мен құрамындағы мұнай мен газды (кеуектілік пен өткізгіштік) беру және
өткізу қабілетін анықтайтын қасиеттер болып табылады.)
• Кеуектілік-тау жынысы үлгісінің барлық кеуектерінің жалпы көлемінің
үлгінің көлеміне қатынасы.
• Абсолютті, тиімді, динамикалық кеуектілікті ажыратыңыз.
• Өткізгіштік-бұл жыныстың қысым айырмашылығы болған кезде
Сұйықтықтар мен газдардың немесе олардың қоспаларының өзара
байланысатын кеуектер жүйесі арқылы өту қабілеті.
• Сандық бағалау үшін өткізгіштік коэффициенті қолданылады.
• Өлшем бірлігі ретінде қабылданады: Дарси немесе мкм2.
18. • Сандық бағалау үшін өткізгіштік коэффициенті қолданылады.
• Өлшем бірлігі ретінде қабылданады: Дарси немесе мкм2.
• 1 Д ' арси - ұзындығы 1см және ауданы 1см2 тау жыныстарының үлгісі 1атм
қысымның төмендеуіне жол береді.(0,1 Мпа) тұтқырлығы 1па*с сұйықтық.
• Мұнай кен орны, мұнай кен орны туралы түсінік. Қабат энергиясының
көздері. Мұнай кен орындарын игеру режимдері
• Мұнай мен газ коллекторлық қабаттарда, нәтижесінде пайда болған тұзақтарда
жиналады:
• 1) жер қыртысының бүгілуі 2) қабаттың сынуы 3) қабаттың тығыздалуы
•
•
19. • Бір немесе бірнеше гидродинамикалық байланысқан коллектор қабаттарының тұзағында
мұнай газының жиналуы шөгінді деп аталады.
• Коллекторлық қабаттар өткізбейтін тау жыныстарымен қабаттасатын өткізгіш жыныстардан
тұрады, жоғарғы шекарасы шатыр, төменгі шекарасы табан.
• Дөңес жоғары қараған қатпарлар антиклиналдар деп аталады, ал дөңес төмен қараған
қатпарлар синклиналдар деп аталады.
Антиклиналь Синклиналь
• Антиклиналдың ең биік нүктесі оның шыңы, ал орталық бөлігі қойма деп аталады.
Бүктемелердің көлбеу бүйір бөліктері (антиклинальдар мен синклиналдар) қанаттар
құрайды. Қанаттары барлық жағынан бірдей көлбеу бұрыштары бар антиклиналды
күмбез деп атайды.
• Әлемдегі мұнай және газ кен орындарының көпшілігі антиклинальды қатпарлармен
шектелген.
20. Әдетте қабаттардың (қабаттардың) бір бүктелген жүйесі-бұл дөңестердің
(антиклинальдардың) және ойыстардың (синклинальдардың) ауысуы, мұндай
жүйелерде синклиналь жыныстары сумен толтырылады, өйткені олар құрылымның
төменгі бөлігін алады, мұнай (газ), ал егер олар кездессе, антиклиналь жыныстарының
тесіктерін толтырады.
Газ, мұнай және су олардың тығыздығының мөлшеріне байланысты гравитациялық
фактордың әсерінен тұзақтың ішінде орналасады.
Мұнай мен су арасындағы шекара су - мұнай контактісі (ВНК), газ және мұнай - газ
- мұнай контактісі GNA деп аталады.
Кен орындары геологиялық құрылымға сәйкес келеді:
1) қабат
2) жиынтық
3) оларды қанықтыратын сұйықтық бойынша литологиялық - экрандалған:
мұнай
мұнай-газ
газ
газ конденсаты
Бір алаңдағы шөгінділер бөлігіндегі мұнай мен газ кен орындарының жиынтығы кен
орны деп аталады.
Қабат жағдайында коллекторлардың кеуек кеңістігін қанықтыратын Сұйықтық пен газ,
коллекторлардың өздері сияқты, қабат деп аталатын қысымда болады.
21. • Шөгінділердің әртүрлі нүктелеріндегі қабат қысымы өзгермелі,
сондықтан ол берілген қабаттың барлық ұңғымаларында орташа
өлшенген мән (бірдей тереңдікте) ретінде анықталады. Қабат
қысымы әдетте ұңғымадағы су бағанының гидростатикалық
қысымына берілген қабаттың тереңдігіне сәйкес келеді.
• Қабат жағдайындағы мұнай немесе газдың температурасы
қабат температурасы деп аталады. Ол ұңғыманың тереңдігі
артқан сайын артады. Ұңғыманың аузынан метрде ( тігінен) 1С-қа
қабаттың температурасының жоғарылауы геотермиялық кезең
деп аталады. Жер қойнауындағы әрбір 100 м депрессия үшін
температураның өзгеруі геотермиялық градиент деп аталады.
Орташа алғанда, геотермиялық градиент 3оС құрайды.
• Әзірленіп жатқан "Муравленковскнефть" ТПДН кен орындары
мұнайға жатады, мұнда газ мұнайда еріген күйде және геологиялық
құрылымы бойынша қабат, қойма, литологиялық - экрандалған
типке жатады. Көптеген кен орындары геологиялық құрылымы
мен коллекторлық қасиеттері бойынша бір-бірінен айтарлықтай
ерекшеленетін 1200 м-ден 3070 м-ге дейінгі тереңдікте жатқан
мұнаймен қаныққан қабаттардың көп мөлшерімен сипатталады.
22. Өнімді қабаттардағы сұйықтықтар мен газдардың
қозғалысын қамтамасыз ететін энергия көздері жүйенің
меншікті қабат энергиясы және негізінен Сұйықтықтар мен
газдардың жоғары қысымымен қабаттарға айдау арқылы
сырттан берілетін энергия болып табылады.
Қабаттағы табиғи энергия қоры негізінен оның
мөлшерімен, оның астындағы Сұйықтықтар мен газдардың
қысымымен және ішінара температурамен анықталады.
Қабат энергиясының келесі түрлері бар:
1. Шеткі және плантациялық сулардың қысым энергиясы.
2. Газ қақпағындағы газ қысымының энергиясы.
3. Бастапқыда онда еріген мұнайдан бөлінетін газдың кеңею
энергиясы.
4. Тау жыныстары мен сұйықтықтардың серпімді энергиясы.
5. Гравитациялық энергия (ауырлық күші).
23. • Мұнай кен орындарының жұмыс режимдері
• Мұнай кен орындарының жұмыс режимі деп қабаттардағы
мұнайдың пайдалану ұңғымаларының кенжарларына қарай
жылжуын қамтамасыз ететін кен орындарындағы қозғаушы
күштердің көріну сипаты түсініледі.
• Кен орнын игеру тиімділігінің көрсеткіші мұнай беру
коэффициенті болып табылады-кен орнынан алынған мұнай
мөлшерінің оның қабаттағы жалпы қорларына қатынасы.
• Мұнай мен газдың әсерінен қабаттанесыстырылатын энергия
түріне байланысты мұнай кен орындарын пайдалану
режимдерінің келесі түрлері ажыратылады:
• 1. Су режимі
• 2. Газ қысымы режимі
• 3. Еріген газ режимі
• 4. Серпімді режим
• 5. Гравитациялық режим
• 6.Аралас режимдер
24. Су қысымы режимі – қабаттағы мұнайдың ұңғымаларға қарай
қозғалысы шекті (контурлы) судың қысымының әсерінен жүреді, ол кен
орындарын игеру барысында төмен қысымды аймаққа-ұңғыманың
кенжарларына қарай жылжуға тырысады. Шеткі сулардың басының тиімділігі
қабаттың қоректенуі соғұрлым жоғары және белсенді болады (атмосфералық
жауын-шашын, өзендердің жер асты сулары және т.б.), тау жыныстарының
өткізгіштігі неғұрлым көп болса және қабат сұйықтығының тұтқырлығы аз
болса. Бұл жағдайда қабатқа түсетін су алынатын мұнай мен газды толығымен
алмастырады.
Бұл режимде кен орнын игеру басталғанға дейін жер қойнауындағы
мұнайдың жалпы мөлшерінен 50-70%, кейде одан да көп алуға болады. Су
режимі бар қабаттар үшін мұнай беру коэффициенті 0,5-0,7 және одан да көп
болуы мүмкін.
Газ қысымы режимі-қабаттағы мұнайдың қозғалысы кен орнының (газ
қақпағының) қоймалық бөлігінде шоғырланған кеңейіп жатқан газдың
қысымы есебінен жүреді. Таза түрінде газ қысымы режимі гидродинамикалық
оқшаулауда көрінеді. Газ қақпағының энергия қоры жеткілікті үлкен
болғанымен, газдың вытыстыру қабілетінің нашарлығына байланысты кен
орнының тиімділігі су режиміне қарағанда төмен. Сонымен қатар,
ұңғымалардың дебиттері газ қақпағынан газдың жарылуына байланысты
шектелуі керек. Газ қысымы режимі бар мұнай кен орындары үшін мұнай
беру коэффициенті 0,5-0,6 шегінде ауытқиды
25. • Еріген газ режимі. Еріген газ режимінде кен орындарын пайдалану кезінде, қабаттық қысым
қанығу қысымынан аз болған кезде, мұнайдан газ көпіршіктері шығады, олар бүкіл кеуек
кеңістігіне біркелкі бөлінеді және кеңейіп, мұнайды қабаттан шығарады. Бұл режимде мұнай
беру коэффициенті 0,2-0,4 болады.
• Серпімді режим-тау жыныстары мен олардағы сұйықтықтардың серпімді кеңеюіне
байланысты. Қысымның төмендеуімен қабат сұйықтығының көлемі артады, ал кеуек
кеңістігінің көлемі тау жынысы - коллектор қаңқасының кеңеюіне байланысты азаяды.
Мұның бәрі сұйықтықтың қабаттан ұңғымаға ауысуына әкеледі.
• Тау жыныстары - коллекторлар мен сұйықтықтардың сығылуы аз, бірақ қабаттың едәуір
көлемімен, әсіресе оның Сулы бөлігімен, серпімді күштердің арқасында сұйықтықтың үлкен
көлемін ұңғымаларға шығаруға болады. Бұл режим қанығу қысымынан жоғары қабат
қысымындағы гидродинамикалық оқшауланған шөгінділерде көрінеді. Мұнай беру
коэффициенті-0,5-0,6
• Гравитациялық режим - мұнай ауырлық күшінің әсерінен ұңғымалардың беткейлеріне
қарай қозғалады. Бұл режим қабатта қысым атмосфералық қысымға дейін төмендегенде және
мұнайда еріген газ болмаған кезде көрінеді. Бұл жағдайда мұнай ұңғымаларға тек
гравитациялық күштің (ауырлық күшінің) әсерінен ағып кетеді. Гравитациялық режимде
қабаттан мұнай өндіру негізінен механикаландырылған тәсілмен, пайдалану шығындары
өндірілген мұнай құнымен өтелгенге дейін жүргізіледі. Мұнай беру коэффициенті-0,1-0,2.
• Аралас режим-оны пайдалану кезінде екі немесе бірнеше түрлі энергия көздерінің бір
мезгілде әрекеті байқалатын кен орнының жұмыс режимі.
26. 4. Мұнай кен орындарын игеру жүйелері
Мұнай кен орындарын игеру деп қабаттық энергияны
біркелкі және үнемді жұмсау кезінде олардың жұмысының
белгіленген режимдерін ұстап тұру мақсатында мұнай өндіру және
су-газ айдау ұңғымаларының барлық берілген қорын тиісті
орналастыру және дәйекті енгізу арқылы кен орындарындағы
мұнай ұңғымаларына мұнай қозғалысын басқару түсініледі.
Кен орындарын игерудің ұтымды жүйесі мынадай іс
шараларды шешуді және жүзеге асыруды көздейді:
Көп қабатты кен орнында пайдалану объектілерін бөлу
және оларды игеруге енгізу тәртібін анықтау. Пайдалану
объектісі-оларды пайдалану процесін бақылау мен реттеуді
қамтамасыз ету кезінде ұңғымалардың дербес торымен
әзірленетін өнімді қабат немесе қабаттар тобы. Көп қабатты кен
орнындағы пайдалану объектілері базистік (негізгі)- неғұрлым
зерттелген, өнімділігі жоғары және мұнай қоры бойынша
салыстырмалы түрде ірі қабаттарға бөлінеді.
Қайтарылатын-өнімділігі аз және қорлары аз қабаттар, оларды әзірлеуді
базистік объектіден Ұңғымаларды қайтару жолымен жүргізу көзделеді.
27. • Ұңғымалардың торын анықтау, оларды пайдалану объектісіне
орналастыру және ұңғымаларды пайдалануға беру тәртібі. Ұңғымаларды
объектілерге орналастыру мұнай айналымының қозғалмайтын контурлары
бар кен орындарында табан сулары болған кезде немесе жалпы қабат сулары
болмаған кезде біркелкі болуы мүмкін. Ұңғыманың жылжымалы мұнай
контуры бар кен орындарында объектілердегі ұңғымалар мұнай контурына
параллель қатарларда орналастырылады.
• Ұңғымалар мен ұңғымалар қатарлары арасындағы қашықтық өнімді
қабаттардың барлық учаскелерін игерумен қамту үшін, сондай-ақ
экономикалық себептер бойынша пайдалану объектісінің геологиялық
құрылымын ескере отырып таңдалады. Мұнай ұңғымалары арасында кедергі
болмас үшін объектілерді сирек тормен бұрғылауға тырысу керек. Бұл әр
ұңғыманың жоғары өнімділігін қамтамасыз етеді. Алайда, бұл жағдайда
өнімді қабаттардың литологиялық гетерогенділігіне байланысты невраны
қалдыруға болады
• ботанных целиков нефти.
28. • 5. Ұңғымаларды бұрғылау туралы мәліметтер. Мұнай және газ
ұңғымаларының конструкциясы туралы қарапайым мәліметтер
• Ұңғымалардың мақсаты. Ұңғымаларды бұрғылау туралы
қысқаша мәліметтер.
• Ұңғыма жер қыртысындағы цилиндрлік тау-кен өндірісі деп
аталады, оның көлденең қимасы өте маңызды және пайдалы қазбаларды
жер бетіне шығаруға арналған.
• Ұңғыманың басталуы (бетінде) ауыз деп аталады, оның соңы кенжар деп
аталады. Аузынан кенжарға дейінгі барлық қуыс кеңістік Магистраль деп
аталады.
• Ұңғымалар тік немесе көлбеу болуы мүмкін. Кейбір жағдайларда
көлденең ұңғымалар бұрғыланады.
• Мақсаты бойынша ұңғымалар бөлінеді:
• 1) іздеу - жаңа кен орындарын іздеу үшін
• 2)барлау-кен орындарының алаңдық мөлшерін белгілеу және олардағы
пайдалы қазбалар қорларын есептеу үшін, сондай-ақ игеру жүйелерін
жобалау үшін қажетті ақпаратты алу мақсатында өнімді қабаттардың
геологиялық құрылымы мен қасиеттерін зерделеу үшін
• 3) өндіру (пайдалану) – жер қойнауынан мұнай мен газ алу үшін.
• 4)айдау – жер қойнауына арнайы мақсаттағы суды, ауаны немесе газды
айдау үшін (қаттық қысымды ұстап тұру)
29. • 5) байқау және бақылау-ұңғымаға түсірілетін түрлі аспаптардың көмегімен
кенжардың игерілу барысын бақылау үшін (ҰБЖ, ВНК, ГНК жағдайын бақылау
үшін)
• 6) арнайы:
• а) бағалау-қабаттардың мұнай қанықтылығын бағалау, нақтылау үшін
• мұнай контурларының орналасуы және т. б.
• б) су жинау – бұрғылау қондырғылары мен жүйелерін сумен жабдықтау үшін
• өнімді қабаттарға су айдау
• в) сіңіргіш - Ағынды суларды терең жатқан қабаттарға ағызу үшін,
• жер үсті су қоймаларын ластамау үшін
• г) жалынды – білім беру ошақтарын жерасты жану кезінде мұнай
• жылу дамыту әдістерін қолдану
• Бұрғылау әдістері: механикалық, термиялық, физика-химиялық, электро
ұшқын. Кең қолдану: бұрғылаудың механикалық әдісі: соққы, соққы-айналмалы,
айналмалы.
• Айналмалы бұрғылау. Ұңғыма үздіксіз айналатын қашаумен
бұрғыланады. Бұрғылау процесінде бұрғыланған тау жыныстарының бөлшектері
бұрғылау ерітіндісінің үздіксіз айналымдағы ағынымен бетіне шығарылады.
30. • Қозғалтқыштың орналасқан жеріне байланысты айналмалы бұрғылау мыналарға
бөлінеді: айналмалы – қозғалтқыш бетінде орналасқан және бұрғылау
құбырларының бағанасы бар ұңғыманы айналдырады; және ұңғыма
қозғалтқышымен (турбинамен) бұрғылау (гидравликалық немесе электрлік
бұрғылау көмегімен) – қозғалтқыш ұңғыма ұңғымасына ауысады және қашаудың
үстіне орнатылады.
• Бұрғылау процесі келесі операциялардан тұрады:
• Түсіру-көтеру жұмыстары (ұңғымаға қашауы бар бұрғылау құбырларын кенжарға
дейін түсіру және ұңғымадан пайдаланылған қашауы бар бұрғылау құбырларын
көтеру);
• кенжардағы қашаудың жұмысы (жынысты қашаумен жою).
• Бұл операциялар корпусты ұңғымаға түсіру үшін мезгіл-мезгіл үзіліп тұрады
• ұңғыманың қабырғаларын құлаудан қорғаңыз және мұнай мен су горизонттарын
ажыратыңыз.
• Ұңғыманы жер бетінен 30-600 м тереңдікке бұрғылап, оған әлсіз (тұрақсыз)
жыныстарды немесе жоғарғы су ағындарын жабуға және одан әрі бұрғылау
кезінде ұңғыма оқпанының тік бағытын құруға қызмет ететін кондуктор
жіберіледі. Өткізгішті түсіргеннен кейін цементтеу (тампонаж) жүзеге
асырылады, яғни цемент ерітіндісі корпус арқылы және ұңғыманың қабырғалары
арасындағы сақина кеңістігіне айдалады. Цемент ерітіндісі жоғары көтеріліп,
құбыр кеңістігін толтырады. Цемент ерітіндісі қатайғаннан кейін бұрғылау қайта
басталады.
31. • В скважину спускают долото, диаметр которого меньше диаметра
предыдущей обсадной
• колонны. Затем в пробуренную до проектной глубины скважину
опускают колонну обсадных труб (эксплуатирующих колонну) и
цементируют ее.
• Если при бурении под эксплуатационную колонну возникают
большие осложнения, то после кондуктора спускают одну или две
промежуточные (технические) колонны.
•
• Полный цикл строительства скважины:
1) Подготовительные работы – устройство подъездного пути,
планировка площади, устройство фундаментов и т.п.
2) ВМР – строительство или перетаскивание вышки, монтажно–
бурового оборудования, установка его на фундаменте.
3) Подготовительные работы и бурение скважины.
4) Бурение скважины – проходка и крепление.
5) Испытание скважины на приток нефти (освоение).
6) Демонтаж бурового оборудования.
32. • Буровая установка – сложный комплекс машин, механизмов,
аппаратуры,металлоконструкций, средств контроля и управления,
расположенных на поверхности.
• В комплект буровой установки входят:
- вышка для подвешивания талевой системы и размещения буровых
труб, оборудование для СПО, оборудование для подачи и
вращения инструмента, насосы для прокачивания промывочной
жидкости, силовой привод, механизмы для приготовления и
очистки промывочной жидкости, механизмы для автоматизации и
механизации СПО, КИПиА. В комплект буровой установки входят
также металлические основания, на которые монтируется
оборудование.
• Различные условия и цели бурения при наличии большого
разнообразия глубин и конструкций скважин не могут быть
удовлетворены одним типоразмером буровой установки, поэтому
предусмотрены разные буровые установки.
• В случае, если наклонно-направленная скважина
заканчивается горизонтальным участком, то она называется
горизонтальной. Процесс бурения называется горизонтальным.
33. • Для вскрытия продуктивных пластов (горизонтов) с целью их эксплуатации
или опробования в эксплуатационной колонне и цементном кольце
пробивают отверстия при помощи перфорации. Широкое применение
получила перфорация фокусированными струями газов, которые
возникают при взрыве кумулятивных зарядов.
• Последнее мероприятие перед сдачей скважины в эксплуатацию –
вызов притока жидкости из пласта. Приток жидкости в скважину возможен
только в том случае, когда давление на забой в скважине меньше
пластового давления. Поэтому все работы по освоению скважины
заключаются в понижении давления на забой и очистке забоя от грязи,
бурового раствора и песка. Эти работы осуществляются разными
способами в зависимости от характеристики пласта, величины пластового
давления, количества газа, технической оснащенности.
• Не подлежат передаче следующие скважины:
- с негерметичной колонной;
- с цементным стаканом в колонне больше, чем предусмотрено проектом;
- с негерметичной обвязкой устья;
- с отсутствием цемента за колонной против эксплуатационных пластов;
- в аварийном состоянии.
•
34. • Требования при приемке скважин из бурения:
1) Необходимо убедиться в наличии правильности оформления актов
на опрессовку эксплуатационной колонны, головки, фонтанной
арматуры, коллекторов от скважин до ГЗУ, спуска шаблона
согласно плану освоение скважины, промывку на воду и нефть.
2) Совместно с представителем УБР осмотреть оборудование устья
скважины, обращая внимание на соответствие установленных
колонной головки и фонтанной арматуры указанным в акте.
Перечислить в акте все имеющиеся в наличии задвижки, шпильки,
а для фонтанных и нагнетательных скважин указать наличие и
состояние лубрикатора, площадки, лестницы. А также:
3) Площадка куста в радиусе 25 м от устья скважины должна быть
очищена от оборудования, металлолома, замазученности и так,
чтобы верхняя кромка муфты кондуктора была на уровне земли.
4) Фонтанная арматура должна быть установлена в одной плоскости.
• При приемке механизированных скважин убедиться в наличии и
работоспособности не только наземного, но и подземного
оборудования
35. 1)При приемке нагнетательной скважины в
отработку на нефть она должна быть
обвязана как по нефти, так и по воде, на
фланце водяного коллектора должна быть
установлена заглушка.
2)Шламовые амбары должны быть
обвалованы и ограждены.
3)В течение двух суток необходимо подписать
акт приема скважины.
4)Не подписывать акт приема скважины и
передать свои замечания начальнику цеха,
если в течение двух суток замечания не
будут устранены.
36.
37. • Верхняя часть обсадных труб всех скважин заканчивается колонной головкой. Она предназначена для
подвешивания и обвязки обсадных труб с целью герметизации всех межтрубных пространств, контроля и
• управления межтрубными проявлениями и служит основанием для устьевого оборудования.
• Методы повышения нефтеотдачи пластов.
• Разработка на естественных режимах эксплуатации дает низкий коэффициент
• конечной нефтеотдачи. Поэтому применяют следующие искусственные методы повышения нефтеотдачи :
1. Гидродинамические методы:
- искусственное заводнение;
- циклическое заводнение.
2. Физико-химические методы:
- заводнение с водорастворимыми ПАВ- для снижения поверхностного натяжения нефть-вода
- заводнение полимерами (загустители)- для выравнивания подвижности нефти и воды;
- заводнение мицеллярными растворами (микроэмульсии) – для снижения поверхностного натяжения между
пластовыми жидкостями и жидкостями, используемыми для заводнения;
- заводнение растворами щелочей- для снижения поверхностного натяжения на границе нефть-щелочь,
способность щелочных растворов образовывать стойкие водонефтяные эмульсии, которые обладают более
высокой вязкостью, способствуют выравниванию подвижностей вытесняемого и вытесняющего агентов. Область
применения ограничивается при наличии в пластовых водах ионов Са+ (при реакции со щелочью образуется
хлопьеобразный осадок);
- вытеснение нефти газом высокого давления – создание в пласте оторочки легких углеводородов на границе с
нефтью;
- заводнение углекислотой – двуокись углерода СО2 растворяется в нефти, увеличивается ее объем и уменьшается
вязкость, а растворяясь в воде наоборот повышает ее вязкость, тем самым выравниваются подвижности нефти и
воды;
- сернокислотное заводнение – комплексное воздействие концентрированной серной кислоты как на минералы
скелета пласта, так и на содержащиеся в нем нефть и воду взаимодействие серной кислоты с ароматическими
углеводородами приводит к образованию сульфокислот, которые являются анионами ПАВ).
38. • . Тепловые методы:
- вытеснение нефти паром или горячей водой
- внутрипластовое горение – образование и перемещение по пласту
высокотемпературной зоны сравнительно небольших размеров, в
которых тепло генерируется в результате экзотермических реакций
между нефтью в пласте и кислородом, содержащемся в
нагнетаемом воздухе.
• Методы интенсификации притока
• Для увеличения суммарного объема добычи нефти из пласта,
поддержания темпа добычи и увеличения качества добываемой
продукции проводят работы по интенсификации притока. По
характеру воздействия на призабойную зону пласта методы
делятся на химические, тепловые, механические и комплексные
(физико- химические).
• Основное назначение- увеличение проницаемости
призабойной зоны за счет очистки поровых каналов, образования
новых и расширения старых пор, улучшения гидродинамической
связи пласта со скважиной.
39. • Химические методы воздействия дают хорошие результаты в
слабопроницаемых карбонатных коллекторах. Их успешно
применяют в сцементированных песчаниках, в состав которых
входят карбонатные цементирующие вещества. Наибольшее
применение среди химических методов имеют солянокислотная
обработка (СКО) и глинокислотная обработка (ГКО).
• СКО основана на способности соляной кислоты проникать в
глубь пласта, растворяя карбонатные породы . В результате на
значительном расстоянии от ствола скважин развивается сеть
расширенных поровых каналов, что значительно увеличивает
• Фильтрационные свойства призабойной зоны пласта и приводит к
повышению продуктивности скважин. Применяется 6-20% водный
раствор соляной кислоты.
• ГКО наиболее эффективна в коллекторах, состоящих из
песчаников с глинистым цементом, представляет собой смесь
плавиковой и соляной кислоты. При взаимодействии этой смеси с
породой растворяются глинистые составляющие и частично
кварцевый песок. Смесь содержит водный раствор: 8-10% соляной
кислоты и 3-5% плавиковой кислоты.
40. • Разновидности кислотных обработок:
- кислотные ванны: простые и динамические(СКВ, ГКВ, ДСКВ, ДГКВ)- для
очистки
• забоя, стенок скважины, перфорационных каналов от загрязнения;
- простые кислотные обработки (СКО, ГКО)- для очистки и расширения
поровых каналов в призабойной зоне под давлением закачки, не
превышающим давления опрессовки эксплуатационной колонны;
- кислотные обработки под давлением –под давлением закачки 15- 30 МПа
с применением пакерирующих устройств для более глубокого
проникновения в пласт кислотного раствора;
- пенокислотные обработки- применения аэрированного раствора
кислоты для более глубокого проникновения в пласт кислотного
раствора.
• Тепловые методы воздействия применяются для удаления со
стенок поровых
• каналов парафина, смол, а также интенсификации химических
методв обработки призабойных зон. К ним относится:
41. - закачка теплоносителей: нагретая нефть и нефтепродукты, вода с ПАВ, закачка
пара (применение парогенераторных установок);
- спуск электронагревателей (ТЭН).
• К механическим методам воздействия относятся:
- гидравлический разрыв пласта- образование и расширение в пласте трещин
длиной до 50-100 м путем создания высоких давлений на забое скважины
жидкостью, закачиваемой в скважину с поверхности. Для предотвращени
смыкания полученных трещин в пласт вводится крупно- зернистый песок или
пропант. В результате чего значительно увеличивается дренируемая скважиной
зона и повышается производительность скважин;
- гидропескостуйная перфорация- разрушение колонны и цементного кольца в виде
канала или щели, создаваемые за счет абразивного и гидромониторного эффектов
подачи жидкости с песком с высокой скоростью из насадок гидроперфоратора;
- виброобработка забоев- создание колебания различной частоты и амплитуды
путем резких изменений расхода жидкости, прокачиваемой через вибратор,
присоедененный к НКТ, спущенным в скважину, в результате которых в пласте
расширяются поровые каналы, образуется сеть микротрещин.
• Комплексное (физико- химическое) воздействие-комплексное сочетание по
механизму действия в одном технологическом приеме. К ним относятся:
42. - термокислотные обработки- воздействие на призабойную зону
горячей кислотой, нагретой за счет теплового эффекта
экзотермической реакции металлического магния с раствором
соляной кислоты (применения специальных наконечников в виде
перфорированной трубы, наполненной магниевой стружкой) ,
расплавление и удаления агрегатных структур, образованных
асфальтосмолистыми и парафиновыми отложениями;
- внутрипластовая термохимическая обработка- комплексное
сочетание элементов ГРП, СКО и тепловой обработок;
- термогазохимическое воздействие- сжигание на забое порохового
заряда, спускаемого на кабеле, результатом которого образуются
новые трещины и расширяются существующие под давлением
пороховых газов и расплавляются асфальтосмолистые
,парафиновые отложения от нагретых пороховых газов.
Используют бескорпусные пороховые генераторы давления ПГД-
БК ( давление до 100 МПа) и аккумуляторы давления скважинные
АДС-5 и АДС-6.
43.
44.
45.
46. • Блочные кустовые насосные станции (БКНС). Назначение и принцип
работы.
• Системы водоснабжения для систем ППД состоят из подсистем,
включающих водозаборные сооружения, напорные станции, блочные кустовые
насосные станции (БКНC), водораспределительные гребенки, нагнетательные
скважины.
• Кустовые насосные станции предназначены для создания необходимого
напора и закачки воды через нагнетательные скважины в продуктивные
горизонты с целью поддержания пластового давления. Вода нагнетается в пласт
под давлением 10-20 МПа с помощью специальных центробежных насосов типа
ЦНС-180 и ЦНС-500.
• Насосное оборудование КНС подбирают в зависимости от объема закачиваемой
воды и требуемого давления нагнетания . Число кустовых насосных станций на
месторождении определяется многими факторами: объемом закачиваемой воды,
системой нагнетательных водоводов, числом нагнетательных скважин и их
приемистостью, площадью месторождения, системой разработки месторождения.
• Центробежные насосы типа ЦНС180-1050, ЦНС180-1422, ЦНС180-1900 и
ЦНС500-1900 предназначены для закачки в пласт воды с температурой до 40
градусов, плотностью 1000-1200 кг/м3, массовой долей механических примесей
не более 0,1%, размером твердых частиц не более 0,1 мм. Рассчитаны они на
подачу 180 и 500 м3/ ч при развиваемом напоре 950-1900м.
47. • Приводом насосов типа ЦНС служат синхронные электродвигатели серии СТД с разомкнутым
или замкнутым циклом вентиляции. Для их охлаждения применяется маслосистема. Маслосистема
насосного агрегата состоит из оборудования и арматуры, предназначенных для подачи масла,
необходимого для смазки и охлаждения подшипников насоса и электродвигателя.
•
• 6. Устьевая арматура для нагнетательных скважин
•
• Эта арматура предназначена для герметизации устья нагнетательных скважин в процессе
нагнетания в скважину воды, для выполнения ремонтных работ, проведения мероприятий по
улучшению приемистости пласта и исследовательных работ, осуществляемых без прекращения
закачки.
• Основные части арматуры — трубная головка и елка. Трубная головка предназначена для
герметизации затрубного пространства, подвески колонны насосно-компрессорных труб и
проведения некоторых технологических операций, исследовательских и ремонтных работ. Она
состоит из крестовины, задвижек и быстро сборного соединения.
• Елка служит для закачки жидкости через колонну насосно-компрессорных труб и состоит из
стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана. Для оборудования устья
• нагнетательных скважин применяется арматура типов АНК1-65Х210 и АНК1-65Х350
• Устьевая арматура типа АНК1 для нагнетательных скважин состоит:
• 1 — трубная головка; 2 — быстросборное соединение; 3 — разделитель под манометр;
• 4 — задвижка ЗМС 1; 5 — обратный клапан.
•
48.
49. • Под действием потока жидкости, закачиваемой в скважину, хлопушка
обратного клапана поворачивается на оси, скручивая пружины. В случае
прекращения закачки или при повреждении водовода поток жидкости из
скважины в возвратные пружины возвращают хлопушку в исходное
положение, и она, прижимаясь уплотнительной поверхностью к
седлу клапана, перекрывает поток жидкости.
•На отводе трубной головки арматуры устанавливают быстро-сборное
соединение, предназначенное для подключения нагнетательной линии к
затрубному пространству при проведении ремонтных и
профилактических работ (промывки скважины, мероприятий по
увеличения приемистости скважины и др.).
•Для предотвращения нарушении показаний манометров, вызванных
засорением отводов в арматуре предусмотрены разделители под
манометры.
•Модификация арматуры шла ЛНК1-65Х21 — малогабаритная арматура
типа АНК-65Х21 с прямоточными задвижками типа ЗМ.
• Подземное оборудование нагнетательной скважины: колонна НКТ и
пакер, предназначенный для герметизации затрубного кольцевого
пространства во избежание вредного влияния высокого давления
закачки на эксплуатационную колонну.
50. • 7. Техника и технология процесса добычи нефти и газа. Сбор и
транспортировка нефти и газа. Обслуживание и ремонт наземного
оборудования скважин, установок и трубопроводов
• Фонтанный способ добычи нефти
• На месторождениях для подъема жидкости из продуктивных пластов
используются как фонтанный, так и механизированные способы.
• Из механизированных способов наиболее широко распространены насосные
способы.
• Среди насосных способов предпочтение отдается установкам ЭЦН и ШГН.
• Наиболее дешевый фонтанный способ добычи занимает незначительную
долю как по числу скважин, так и по объему добычи.
• Способ эксплуатации, при котором подъем нефти на поверхность
происходит только за счет пластовой энергии, называется фонтанным.
• Количество добываемой из скважин жидкости за определенный
промежуток времени называется дебитом жидкости скважины. В промысловой
практике дебит принято измерять в кубических метрах за сутки.
• При фонтанном способе жидкость и газ поднимается по стволу скважины от
забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает
нефтяной пласт. Фонтанный способ наиболее экономичен, и как естественный,
его применяют на вновь открытых , энергетически не истощенных
месторождениях.
51. • Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на один из
механизированных способов добычи нефти: газлифтный или насосный с
расходованием дополнительной, искусственно вводимой в скважину энергии. При
газлифтном способе добычи нефти, в скважину для подъема нефти на
поверхность подают ( или закачивают с помощью компрессоров) сжатый газ, т.е.
подают энергию расширения сжатого газа.
• В насосных скважинах жидкость поднимают на поверхность с помощью
спускаемых в скважину насосов – скважинных штанговых насосов (ШГН) и
погружных электронасосов (ЭЦН)
• В зависимости от соотношения забойного давления и устьевого с давлением
насыщения нефти газом (местоположения начала выделения газа из нефти) можно
выделить три вида фонтанирования:
• - артезианское фонтанирование: Рзаб >Рнас; Руст.> Рнас., т.е фонтанирование
происходит за счет гидростатического напора. В скважине происходит перелив,
движется негазированная жидкость. Газ выделяется из нефти за пределами
скважины в выкидной линии.
• - газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в стволе скважины:
Рзаб> Рнас, Руст< Рнас. В пласте движется негазированная жидкость, а по стволу
скважины газожидкостная смесь.
• - газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в пласте : Рзаб < Рнас,
• Руст < Рнас. В пласте движется газожидкостная смесь, на забой и к башмаку
НКТ поступает газожидкостная смесь.
52. • После начала притока основная масса газа увлекается потоком жидкости
и поступает в НКТ. Часть газа отделяется (сепарируется) и поступает в
затрубное пространство, где газ всплывает. В затрубном пространстве
накапливается газ, уровень жидкости снижается и достигает башмака
НКТ. Со временем наступает стабилизация и при Рзаб < Рнас уровень
жидкости всегда устанавливается у башмака НКТ – Р затрубное высокое,
почти достигает Рзаб.
• Оборудование скважины подразделяется на подземное и наземное.
К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы
(НКТ).
• По ГОСТ 633-80 НКТ выпускаются четырех конструкций:
- гладкие и муфты к ним;
- с высаженными наружу концами и муфты к ним (тип В);
- гладкие высокогерметичные и муфты к ним (тип НКМ);
- безмуфтовые высокогерметичные с высаженными наружу концами (тип
НКБ).
• Для подъема жидкости из скважины используются гладкие НКТ. Гладкие
НКТ в колонну соединяются при помощи муфт.
53. • Трубы и муфты делят по группам прочности (маркам стали) маркируются (по возростанию): Д, К,
Е, Л, М, N, Р. Выпускаются НКТ длиной от 5,5м до 10м и наружным диаметром 27; 33; 42; 48; 60;
73; 89; 102; 114мм и толщиной стенки от 3 до 7мм. Предельная глубина спуска НКТ в скважине в
зависимости от диаметра и группы прочности составляет 1780-4250м, минимальный зазор между
внутренней стенкой обсадной колонны и наружной стенкой муфты НКТ 12-15 мм.
• К наземному оборудованию относятся фонтанная арматура ,выкидная линия для
подключения скважины к системе промыслового сбора, манифольд.
• Фонтанная арматура предназначена для:
- герметизации кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и НКТ;
- подвески колонн подъемных труб
• - направления движения газожидкостной смеси (ГЖС) в выкидную линию;
• - создания противодавления на устье;
- для проведения необходимых технологических операций, контроля и
• регулирования режима эксплуатации скважины.
• Фонтанная арматура состоит из двух узлов: трубной головки и фонтанной елки.
• Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов НКТ и герметизации
пространств между ними и обсадной эксплуатационной колонной.
• Фонтанная елка предназначена для направления потока в выкидную линию, а также для
регулирования и контроля работы скважины. Она может включать в себя один или два тройника
либо крестовину. Сверху елка заканчивается буфером с трехходовым краном и манометром. Для
спуска в работающую скважину глубинных приборов вместо буфера ставится лубрикатор.
54.
55. • В качестве запорных органов для перекрытия потока используют либо
проходные пробковые краны, либо прямоточные задвижки с ручным,
пневматическим дистанционным или автоматическим управлением.
• Манифольды предназначены для обвязки фонтанной арматуры с выкидным
шлейфом, подающим продукцию на АГЗУ.
• Фонтанную арматуру выбирают по необходимому рабочему давлению, схеме,
числу рядов труб, климатическому и коррозионному исполнению.
• В зависимости от условий эксплуатации фонтанные арматуры
изготавливаются для коррозионных сред и некоррозионных, а также для холодной
климатической зоны.
• Фонтанные арматуры классифицируют:
• 1) по рабочему давлению (7;14;16,5;21;70;105 МПа);
• 2) по схемам исполнения (6 схем);
• 3) по числу спускаемых в скважину труб (один или два концентрических ряда
труб);
• 4) по конструкции запорных устройств (задвижки или краны)
1) по размерам проходного сечения по стволу (50-100мм) и боковым отводам
• (50-100мм).
• В зависимости от типа месторождения в ОАО используется фонтанная
арматура тройникового типа из расчета на рабочее давление 14,0 и 21,0 МПа:
АФК1-65*14СУ и АФК1-65*21СУ.
