Анализ квч в пластовой воде

Поддержание пластового давления (ППД) заводнением требует использования больших объемов качественной воды. Решение проблемы водоснабжения сводится к изысканию надежного и водообильного источника ( с оценкой запасов и возможных расходов воды), обоснованию качества воды и разработке технологии ее подготовки. Расход закачиваемой воды определяется стадией разработки месторождения ( рис. 10 ).

Рис. 10 Динамика относительного отбора жидкости, нагнетания воды,

потребности в воде ν и нефтеотдачи η во времени (по М.Л.Сургучеву)

1, 1 ́ ́ — соответственно добыча нефти и нефтеотдача при режиме растворенного газа; 2,2́, 3 – соответственно добыча нефти, нефтеотдача и отбор жидкости при заводнении; 4 – потребность в воде при полном возврате сточных вод; 5 – расход нагнетания воды. Штриховка: вертикальная – эффект в добыче нефти от заводнения; косая экономии (возврат) воды

Источники закачиваемой воды могут быть разными. В настоящее время, на различных промыслах используют воды : открытых водоемов (рек, озер, водохранилищ, морей ); грунтовые ( подрусловые и артезианские ); глубинные ( нижних и верхних глубинных водоносных горизонтов); сточные.

Грунтовые воды характеризуются значительным многообразием химического состава (минерализация 100 – 200 мг / л) , небольшим содержанием взвешенных частиц.

Воды открытых водоемов значительно уступают по качеству, содержат большое количество механических примесей ( глины или песка ), особенно в период ливней и паводков, снеготаяния, способны вызвать набухание глин.

Воды глубинных водоносных горизонтов в большей степени минерализованы и часто не требуют дополнительной подготовки.

Сточные воды состоят в основном из пластовых, добываемых вместе с нефтью, пресных, подаваемых в установки подготовки нефти и ливневых вод. Они минерализованы ( 15 – 3000 г / л ) и обладают хорошими нефтевытесняющими свойствами. Но содержат большое количество эмульгированной нефти, механических примесей, а также диоксида углерода и сероводорода.

Источник воды выбирают на основе данных технико-экономического анализа с учетом технологии водоподготовки.

На месторождениях Татарии и Башкирии используют поверхностные пресные воды. В Азербайджане и на п-ове Мангышлак — каспийскую воду.

На юрских продуктивных объектах месторождений Западной Сибири в качестве рабочего агента в основном используют воду апт-альб-сеноманского горизонта. Воды апт-сеноманского комплекса имеют практически повсеместное распространение, хлоридно-натриевые, слабощелочные, соленые с минерализацией 10 г / л.

Воды стабильны к выпадению карбонатов кальция, возможным является выпадение гидроокиси железа. Состав вод устойчив во времени. При смешении с пластовой водой они практически не дают осадка.

Требования к воде нагнетаемой в пласт меняются в зависимости от :

1)свойств продуктивного горизонта (пласта);

2)от его строения и неоднородности ;

3)от типа закачиваемой жидкости;

4)от характера решаемых промысловых задач.

Классические требования, предъявляемые к нагнетаемой в продуктивный пласт воде представлены в фундаментальной Справочной книге для добычи нефти ( 1974 г.) и сформулированы следующим образом:

· невысокое содержание механических примесей;

· незначительное содержание эмульгированной нефти;

· коррозионная инертность по отношению к напорным и распределительным трубопроводам, насосам, скважинному оборудованию нагнетательных скважин;

· отсутствие в воде сероводорода, диоксида углерода, водорослей, микроорганизмов инициирующих интенсивное развитие коррозии оборудования и существенное снижение приемистости нагнетательных скважин.

Растворенный в воде кислород вызывает интенсивную коррозию металла и способствует активному развитию в пласте аэробных бактерий. Диоксид углерода ( СО₂ ) понижает рН воды и приводит к разрушению защитных окисных пленок на металле, а также к усилению коррозии оборудования. Сероводород образует, реагируя с железом, твердые уносимые потоком воды частицы сернистого железа, а при наличии кислорода – сернистую кислоту. Он может образовываться в результате восстановления содержащихся в воде сульфатов кальция углеводородами нефти с выделением диоксида углерода и в виде осадка карбоната кальция. Наличие его в продукции добывающих скважин приводит к усилению коррозии нефтедобывающего оборудования.

При контроле за составом закачиваемой сточной воды уделяют внимание также условиям возможного развития и размножения так называемых сульфатных бактерий. Сульфатопоглощающие и сульфатообразующие бактерии вызывают биокоррозию металлов. Они могут жить за счет расщепления органических и неорганических веществ и развиваться как при отсутствии свободного кислорода ( анаэробные бактерии ), так и при наличии растворенного в воде кислорода (аэробные бактерии). Сульфатовосстанавливающие бактерии способны полностью восстанавливать сульфаты, имеющиеся в закачиваемой воде и образовывать до 100 мг/ л сероводорода. Ионы сульфатов ( SO₄ 2- ) инициируют процесс, а жизнедеятельность получающейся при этом культуры бактерий способствует образованию сульфидов железа. Высокая плотность сульфида железа служит причиной его выпадения в пласте, особенно в призабойной зоне скважин. При выносе же на поверхность FeS вызывает образование трудно разрушимого промежуточного слоя в резервуарах системы подготовки и хранения промысловой продукции.

Из-за химической несовместимости закачиваемой и пластовой вод возможно снижение проницаемости пласта вследствие набухания глин пресных вод и выпадения различных осадков. Механические примеси, соединения железа (продукты коррозии и сернистое железо), водоросли и различные микроорганизмы заиливают ( кольматируют) поверхность фильтрации, выключают мелкопористые слои из процесса вытеснения. Наиболее часто встречающиеся причины снижения проницаемости призабойной зоны пласта нагнетательных скважин на месторождениях Западной Сибири заключаются в следующем :

— частичная или полная кольматация порового пространства пласта твердой фазой глинистого раствора встречается в процессе вскрытия пласта бурением и перфорацией, а также твердой фазой промывочной жидкости при производстве в скважине ремонтных или других видов работ;

— кольматация ПЗП механическими примесями и продуктами коррозии, вносимыми в пласт нагнетаемой водой;

— повышенная остаточная нефтенасыщенность отдельных пропластков, примыкающих к призабойной зоне нагнетательных скважин, особенно тех, которые пробурены внутри контура нефтеносности и переведены под нагнетание воды, за счет снижения фазовой проницаемости по воде;

— кольматация призабойной зоны пласта окисленной нефтью при нагнетании в пласты подтоварных сточных вод;

— набухание глин породы-коллектора при взаимодействии с пресной водой и растворами некоторых химических реагентов (щелочей), приводящее к снижению абсолютной проницаемости пласта, особенно низкопроницаемых прослоев;

— снижение проницаемости породы-коллектора на 15 – 60 % может произойти при смене минерализованной сеноманской или подтоварной воды на пресную из-за усиления потенциала течения.

Устанавливать единые нормы по качеству воды для закачки в пласты нецелесообразно. Допустимое содержание механических примесей и эмульгированной нефти принимают с учетом проницаемости и трещиноватости пород до 5 – 50 мг/ л , причем с увеличением трещиноватости повышается допустимое содержание. Диаметр фильтрационных каналов должен быть в 3 – 6 раз больше диаметра частиц. Пригодность воды оценивается в лаборатории

(стандартный анализ состава и свойств, опыты по затуханию фильтрации через естественный керн ) и пробной закачкой в пласт.

Особое внимание при закачке в пласт «первичной» или «повторной» воды уделяют составу солей и их содержанию. Химический состав сопоставляют с составом пластовой воды с целью выяснения степени совместимости этих жидкостей в пластовых условиях.

Состав и содержание минеральных солей в воде оценивается по методике

шестикомпонентного анализа на положительные ионы кальция (Ca 2 + ), магния

(Mg 2 + ) и натрия ( Na 2+ ) и отрицательные ионы хлора (Cl — ), сульфата (SO₄ 2- ) и группы HSO₃ — . Помимо ионного анализа определяют плотность воды, рН и др. показатели. Допустимые значения перечисленных показателей обычно устанавливают индивидуально для каждого объекта разработки (месторождения, залежи). Индивидуального подхода требуют и отдельные составляющие объекта разработки.

Это стандартная лабораторная процедура оценки химического состава воды. где обязательными для исследования являются шесть компонентов (3 – катионы, 3 – анионы). В группу катионов входят: кальций (Ca2+), магний (Mg2+), натрий (Na+). Группу анионов составляют: хлор (CL-), соли угольной кислоты (HCO3-), соли серной кислоты (SO42-). Дополнительно в рамках шестикомпонентного анализа воды определяют степень активности ионов водорода (pH) и плотность.

В некоторых случаях шестикомпонентный анализ пластовой воды дополняют исследования по определению ионов йода (I-), брома (Br-), аммония (NH4+), кобальта (CO32+), закиси железа (Fe2+), сероводорода (H2S). На основе проведенных исследований составляют протокол, где должны быть указаны:

местонахождение источника проб;
условия на месте отбора;
дата и время забора проб;
методика консервации (если применяется);
органолептические показатели (цвет, запах, осадок, степень прозрачности);
дата начала исследований;
содержание катионов и анионов на 1 л жидкости.

Пробы для шестикомпонентного анализа воды можно отбирать в обычную посуду – стеклянную или пластиковую. Обычно используют стеклянные либо пластмассовые полулитровые бутыли. Прежде чем заполнить тару, ее нужно несколько раз (3-4 раза) промыть водой, отбираемой на анализ. После заполнения бутыль плотно закрывают крышкой. Если отбор проводят из трубопровода, необходимо предварительно слить часть жидкости из трубы. Перед отбором проб из скважины сливают не менее двух объёмов водяного столба сооружения.

Чтобы получить точный анализ, нужно придерживаться определенных правил.
ойства воды изменяются с течением времени, поэтому желательно в кратчайшие сроки доставить пробы в лабораторию. В крайнем случае можно законсервировать отобранную для анализа воду, тем самым сохранив состояние компонентов на момент отбора. Такой вариант допустим если нет возможности своевременно доставить воду на анализ. Для этого используют разные способы консервации в зависимости от определяемых компонентов, однако универсального консерванта не существует. Обычно применяют несколько веществ-консервантов для сохранения состояния разных компонентов.

С учётом степени изменяемости свойств воды и без учета консервации, шестикомпонентный анализ воды выполняется:

непосредственно на точке отбора или в стенах лаборатории, расположенной рядом с местом взятия проб;
не позднее 2-х часов после отбора проб;
не позднее 12 часов с момента забора проб;
спустя продолжительный период времени.

Определенные вещества, к примеру ионы водорода (pH) и некоторые газы, изменяют своё состояние очень быстро. Эти изменения, в свою очередь, влияют на другие компоненты. Желательно такие компоненты исследовать на месте забора проб и фиксировать их параметры.

Лабораторные исследования, выполненные по всем правилам, – гарантия достоверных результатов. Между тем, на случай «невысоких» требований, шестикомпонентный анализ воды можно сделать своими силами, без специального оборудования. Самостоятельно определяют:

степень прозрачности и наличие в воде ряда веществ;
цветовые и вкусовые свойства;
запах и уровень кислотности;
степень жесткости и наличие взвешенных частиц.

Прозрачность определяют путем просмотра любого текста или картинки сквозь прозрачную тару с исследуемой водой. Если строки текста можно без проблем прочитать, а мелкие элементы картинки четко видны, это свидетельствует о нормальном содержании примесей, бактерий, микроорганизмов. Этим же способом определяют цветность воды, которая указывает на наличие органических веществ.
Вкусовые свойства и запахи становятся более выраженными при ступенчатом нагреве воды от 20 до 100 градусов с шагом 20 – 30 градусов. Так выявляют наличие сероводорода и продуктов распада микроорганизмов (гнилостный запах или вкус). Соленый вкус указывает на присутствие щелочей. Горький привкус говорит о присутствии солей магния.
Уровень кислотности воды определяют посредством специальной индикаторной бумаги, которая есть в продаже. Степень жесткости покажет обычное мыло (чем мягче вода, тем обильнее мыльная пена). Объёмное содержимое взвешенных частиц определяют по уровню осадка после продолжительного отстоя исследуемой жидкости.
В домашних условиях также можно использовать экспресс-тесты для анализа воды, однако полностью полагаться на их результаты нельзя. Качественное исследование с документальным заключением можно провести только в условиях профильной лаборатории.

Рис. 10 Динамика относительного отбора жидкости, нагнетания воды,

потребности в воде ν и нефтеотдачи η во времени (по М.Л.Сургучеву)

Сточные воды состоят в основном из пластовых, добываемых вместе с нефтью, пресных, подаваемых в установки подготовки нефти и ливневых вод. Они минерализованы (15 – 3000 г / л ) и обладают хорошими нефтевытесняющими свойствами. Но содержат большое количество эмульгированной нефти, механических примесей, а также диоксида углерода и сероводорода.

Источник воды выбирают на основе данных технико-экономического анализа с учетом технологии водоподготовки.

Требования к воде нагнетаемой в пласт меняются в зависимости от :

свойств продуктивного горизонта (пласта);

от его строения и неоднородности ;

от типа закачиваемой жидкости;

от характера решаемых промысловых задач.

невысокое содержание механических примесей;

незначительное содержание эмульгированной нефти;

коррозионная инертность по отношению к напорным и распределительным трубопроводам, насосам, скважинному оборудованию нагнетательных скважин;

отсутствие в воде сероводорода, диоксида углерода, водорослей, микроорганизмов инициирующих интенсивное развитие коррозии оборудования и существенное снижение приемистости нагнетательных скважин.

частичная или полная кольматация порового пространства пласта твердой фазой глинистого раствора встречается в процессе вскрытия пласта бурением и перфорацией, а также твердой фазой промывочной жидкости при производстве в скважине ремонтных или других видов работ;

кольматация ПЗП механическими примесями и продуктами коррозии, вносимыми в пласт нагнетаемой водой;

повышенная остаточная нефтенасыщенность отдельных пропластков, примыкающих к призабойной зоне нагнетательных скважин, особенно тех, которые пробурены внутри контура нефтеносности и переведены под нагнетание воды, за счет снижения фазовой проницаемости по воде;

кольматация призабойной зоны пласта окисленной нефтью при нагнетании в пласты подтоварных сточных вод;

набухание глин породы-коллектора при взаимодействии с пресной водой и растворами некоторых химических реагентов (щелочей), приводящее к снижению абсолютной проницаемости пласта, особенно низкопроницаемых прослоев;

снижение проницаемости породы-коллектора на 15 – 60 % может произойти при смене минерализованной сеноманской или подтоварной воды на пресную из-за усиления потенциала течения.

Состав и содержание минеральных солей в воде оценивается по методике

шестикомпонентного анализа на положительные ионы кальция (Ca 2 + ), магния

В нормативной документации даны методы анализа природных вод и отложений солей, образующихся на нефтепромысловом оборудовании в процессе эксплуатации нефтяных месторождений. Параметры, определяемые при помощи данного оборудования — pH, Ca₂+, HCO₃, CO₃, общая жесткость, общая щелочность.

E73-24791 КОМПЛЕКТ ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ РД 39-23-1055-84

АВТОМАТИЧЕСКИЙ ТИТРАТОР METTLER TOLEDO T70 TERMINAL

ПОЛЬЗОВАТЕЛЬСКИЙ ИНТЕРФЕЙС СОСТОИТ ИЗ:

Сенсорный цветной терминал (высокое разрешение, сенсорная технология TouchScreen, свободное размещение на столе благодаря соединению на гибком кабеле, изменяемый угол наклона — обеспечивается удобство и оператор не устает во время работы);
Стандартный набор интерфейсов включает uSb, Ethernet, rS232 для совершенного обмена информацией;
Технология One Click Titration™ (титрование одним нажатием клавиши), удобная база данных методов;
Бюретки распознаются титратором автоматически благодаря встроенной метке.

Минимальный комплект заказа

Стенд для титрования, включая стенд, верхнеприводную мешалку и сменные наконечники для мешалки
Дозирующий модуль. В комплекте с кабелем CAN для подключения – 2 шт.
Бюретка DV 1005
Бюретка DV 1010 – 2 шт.
Бюретка DV 1020
DMi141-SC Комбинированный электрод для аргентометрических титрований
DGi112-Pro Комбинированный рН-электрод для прямых измерений рН и кислотно-основных титрований сложных образцов.
DP5 Фототрод. Датчик для титрования с переходом окраски и турбидиметрического титрования. 5 длин волн (ручное переключение): 520, 555, 590, 620 и 660 нм.
Набор буферных растворов (4.01, 7.00, 9.21)
Стакан для титрования, РР, 100 мл (120 шт.)
Стакан для титрования, стеклянный, 80 мл (20 шт.)
Колбы стеклянные, объем 250 мл (10 шт.)

Поддержание пластового давления (ППД) заводнением требует использования больших объемов качественной воды. Решение проблемы водоснабжения сводится к изысканию надежного и водообильного источника (с оценкой запасов и возможных расходов воды), обоснованию качества воды и разработке технологии ее подготовки. Расход закачиваемой воды определяется стадией разработки месторождения (рис. 14.2).

Рисунок 14.2 – Динамика относительного отбора жидкости, нагнетания воды, потребности в воде ▼ и нефтеотдачи η во времени (по М.Л. Сургучеву)

1, 1’ – соответственно добыча нефти и нефтеотдача при режиме растворенного газа; 2, 2’, 3 – соответственно добыча нефти, нефтеотдача и отбор жидкости при заводнении; 4 – потребность в воде при полном возврате сточных вод; 5 – расход нагнетания воды. Штриховка: вертикальная – эффект в добыче нефти от заводнения; косая – экономии (возврат) воды.

Источники закачиваемой воды могут быть разными. В настоящее время на различных промыслах используют воды: открытых водоемов (рек, озер, водохранилищ, морей); грунтовые (под русловые и артезианские); глубинные (нижних и верхних глубинных водоносных горизонтов); сточные.

Грунтовые воды характеризуются значительным многообразием химического состава (минерализация 100 – 200 мг/л), небольшим содержанием взвешенных частиц.

Воды открытых водоемов значительно уступают по качеству, содержат большое количество механических примесей (глины или песка), особенно в период ливней и паводков, снеготаяния, способны вызвать набухание глин.

Сточные воды состоят в основном из пластовых, добываемых вместе с нефтью, пресных, подаваемых в установки подготовки нефти и ливневых вод. Они минерализованы и обладают хорошими нефтевытесняющими свойствами. Но содержат большое количество эмульгированной нефти, механических примесей, а также диоксида углерода и сероводорода.

Источник воды выбирают на основе данных технико-экономического анализа с учетом технологии водоподготовки.

На месторождениях Татарии и Башкирии используют пресные поверхностные воды. В Азербайджане и на полуострове Мангышлак – каспийскую воду.

Требования к воде нагнетаемой в пласт меняются в зависимости от:

1) свойств продуктивного горизонта (пласта);

2) от его строения и неоднородности;

3) от типа закачиваемой жидкости;

4) от характера решаемых промысловых задач.

Классические требования, предъявляемые к нагнетаемой в продуктивный пласт воде:

· невысокое содержание механических примесей;

· незначительное содержание эмульгированной нефти;

· отсутствие в воде сероводорода, диоксида углерода, водорослей, микроорганизмов, инициирующих интенсивное развитие коррозии оборудования и существенное снижение приемистости нагнетательных скважин.

Растворенный в воде кислород вызывает интенсивную коррозию металла и способствует активному развитию в пласте аэробных бактерий. Диоксид углерода (СО₂) понижает рН воды и приводит к разрушению защитных окисных пленок на металле, а также к усилению коррозии оборудования. Сероводород образует, реагируя с железом, твердые уносимые потоком воды частицы сернистого железа, а при наличии кислорода – сернистую кислоту. Он может образовываться в результате восстановления содержащихся в воде сульфатов кальция углеводородами нефти с выделением диоксида углерода и в виде осадка карбоната кальция. Наличие его в продукции добывающих скважин приводит к усилению коррозии нефтедобывающего оборудования.

При контроле за составом закачиваемой сточной воды уделяют внимание также условиям возможного развития и размножения так называемых сульфатных бактерий. Сульфатопоглощающие и сульфатообразующие бактерии вызывают биокоррозию металлов. Они могут жить за счет расщепления органических и неорганических веществ и развиваться как при отсутствии свободного кислорода (анаэробные бактерии), так и при наличии растворенного в воде кислорода (аэробные бактерии). Сульфатвосстанавливающие бактерии способны полностью восстанавливать сульфаты, имеющиеся в закачиваемой воде и образовывать до 100 мг/л сероводорода. Ионы сульфатов (SO₄ 2– ) инициируют процесс, а жизнедеятельность получающейся при этом культуры бактерий способствует образованию сульфидов железа. Высокая плотность сульфида железа служит причиной его выпадения в пласте, особенно в призабойной зоне скважин. При выносе же на поверхность FeS вызывает образование трудно разрушимого промежуточного слоя в резервуарах системы подготовки и хранения промысловой продукции.

Из-за химической несовместимости закачиваемой и пластовой вод возможно снижение проницаемости пласта вследствие набухания глин пресных вод и выпадения различных осадков. Механические примеси, соединения железа (продукты коррозии и сернистое железо), водоросли и различные микроорганизмы заиливают (кольматируют) поверхность фильтрации, выключают мелкопористые слои из процесса вытеснения. Наиболее часто встречающиеся причины снижения проницаемости призабойной зоны пласта нагнетательных скважин на месторождениях Западной Сибири заключаются в следующем:

– частичная или полная кольматация порового пространства пласта твердой фазой глинистого раствора встречается в процессе вскрытия пласта бурением и перфорацией, а также твердой фазой промывочной жидкости при производстве в скважине ремонтных или других видов работ;

– кольматация ПЗП механическими примесями и продуктами коррозии, вносимыми в пласт нагнетаемой водой;

– повышенная остаточная нефтенасыщенность отдельных пропластков, примыкающих к призабойной зоне нагнетательных скважин, особенно тех, которые пробурены внутри контура нефтеносности и переведены под нагнетание воды, за счет снижения фазовой проницаемости по воде;

– кольматация призабойной зоны пласта окисленной нефтью при нагнетании в пласты подтоварных сточных вод;

– набухание глин породы-коллектора при взаимодействии с пресной водой и растворами некоторых химических реагентов (щелочей), приводящее к снижению абсолютной проницаемости пласта, особенно низкопроницаемых прослоев;

– снижение проницаемости породы-коллектора на 15 – 60 % может произойти при смене минерализованной сеноманской или подтоварной воды на пресную из-за усиления потенциала течения.

Устанавливать единые нормы по качеству воды для закачки в пласты нецелесообразно. Допустимое содержание механических примесей и эмульгированной нефти принимают с учетом проницаемости и трещиноватости пород до 5 – 50 мг/л, причем с увеличением трещиноватости повышается допустимое содержание. Диаметр фильтрационных каналов должен быть в 3 – 6 раз больше диаметра частиц. Пригодность воды оценивается в лаборатории (стандартный анализ состава и свойств, опыты по затуханию фильтрации через естественный керн) и пробной закачкой в пласт.

Состав и содержание минеральных солей в воде оценивается по методике шестикомпонентного анализа на положительные ионы кальция (Ca 2+ ), магния (Mg 2+ ) и натрия (Na + ) и отрицательные ионы хлора (Cl – ), сульфата (SO₄ 2– ) и группы HSO 3– . Помимо ионного анализа определяют плотность воды, рН и др. показатели. Допустимые значения перечисленных показателей обычно устанавливают индивидуально для каждого объекта разработки (месторождения, залежи). Индивидуального подхода требуют и отдельные составляющие объекта разработки

ЛЕКЦИЯ 15. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Разработка нефтяных месторождений направляется и регулируется рядом проектных документов. В отечественной практике в настоящее время применяется принцип многостадийного проектирования: сначала проект пробной эксплуатации, затем технологическая схема, проект разработки и проект доразработки. В ходе эксплуатации залежи, в запроектированную систему разработки постоянно вносятся существенные изменения, обусловленные получением дополнительной промысловой информации, уточнением уровней добычи нефти и основных показателей разработки по мере детализации геологического строения эксплуатационного объекта.

В нефтяной промышленности России установлен единый порядок составления проектных документов по разработке нефтяных месторождений и единые требования к их основному содержанию. При этом принята следующая номенклатура проектных документов.

1. Принципиальная схема разработки. Ее составляют для месторождений, содержащих значительное количество объектов или самостоятельных площадей разработки (более 5 – 7 объектов или площадей разработки).

2. Технологическая схема разработки. Ее составляют для всех месторождений, вводимых в разработку.

3. Проект разработки. Его выполняют для всех месторождений, введенных в разработку.

4.Уточненный проект разработки. Его составляют для месторождений, представление о характеристиках которых изменились в процессе их разбуривания и начальной разработки или при необходимости резкого изменения уровней добычи углеводородов из месторождения.

5.Технологическая схема или проект опытно-промышленной разработки. Их составляют для испытания новой технологии извлечения углеводородов из месторождения.

При необходимости составляют проектные документы по пробной эксплуатации месторождений, устанавливают объекты и систему разработки месторождений, основные положения технологии разработки, определяют максимальный уровень добычи нефти и срок выхода на этот уровень.

В принципиальной и технологической схемах для вновь вводимых в разработку месторождений, устанавливают объекты и систему разработки месторождений, основные положения технологии разработки, определяют максимальный уровень добычи нефти и срок выхода на этот уровень. Определяется соответствующий набор технико-экономических и экономических показателей, оценивается текущая нефтеотдача и обводненность продукции, общие и капитальные удельные вложения, себестоимость, приведенные затраты. В принципиальной схеме отражают общую совокупность систем разработки отдельных крупных объектов разработки, оптимальное распределение капитальных вложений в эти объекты, последовательность их ввода в разработку, общий уровень добычи углеводородов из месторождения и срок выхода на этот уровень. В технологической схеме разработки обосновывается вид воздействия, система заводнения, схема размещения и плотность сетки скважин, оцениваются добывные возможности пластов (эксплуатационного объекта), решаются задачи, связанные с проектированием внешних коммуникаций, мощностей первичной обработки нефти, обустройства промыслов и т. д.

В проекте разработки сопоставляют проектные показатели разработки месторождения, полученные в результате выполнения принципиальной и технологической схем, с фактическими показателями разработки месторождения в начальной стадии; уточняют исходные данные для составления проекта; уточняют и согласовывают с планирующими органами уровень добычи углеводородов из месторождения; изменяют в случае целесообразности и возможности систему и технологию разработки месторождения. В проекте более основательно прорабатывают вопросы эксплуатации скважин, сбора, подготовки и транспорта нефти и газа, мероприятия по охране недр и окружающей среды.

Проект опытно-промышленных работ по испытанию нового метода извлечения нефти из недр содержат, помимо обычных расчетов и решений, касающихся выбора объектов разработки, схемы расположения скважин, технологии воздействия на пласт, также основные результаты исследований, посвященных осуществлению данного нового метода разработки в конкретных пластовых условиях месторождения, для которого составлен проектный документ. Особое внимание уделяется в нем точному определению технологических показателей, чтобы получить достоверные сведения об эффективности испытуемого метода извлечения из недр и сравнить его с традиционными методами разработки. Уточненный проект разработки по содержанию не отличается от обычного, кроме анализа причин несоответствия результатов прежнего проекта результатам фактической разработки, если такое несоответствие имело место.

Методической основой при составлении проектной документации по разработке новых месторождений и повышению эффективности длительно разрабатываемых объектов являются результаты современных теоретических исследований по фильтрации двух- и трехфазных систем в неоднородных пластах и материалы обобщения опыта разработки. Так при проектировании новых месторождений Западной Сибири широко использовался богатый опыт разработки объектов Урало-Поволжья.

Проектный документ на процесс разработки является некоторой моделью, приближенно отражающей действительные условия и процессы, происходящие в недрах. Поэтому фактические и проектные показатели разработки не всегда совпадают. Проектные и фактические показатели сравниваются между собой при анализе состояния разработки месторождений, в исследованиях по авторскому надзору за внедрением технологических схем и проектов разработки и в работах оперативного порядка.

Всего существует три основные группы причин, вызывающих расхождения проектных и фактических показателей.

1. Ошибки в исходных данных при проектировании, обусловленные ограниченным количеством фактического материала, невысокой достоверностью принятых значений параметров пластов, насыщающих их флюидов и т. д. Относительное влияние ошибок этого типа уменьшается по мере накопления дополнительной информации и учета изменения представлений о пласте (объекте разработки) в последующих проектных документах. Практически избежать этих ошибок нельзя. Их можно уменьшить путем совершенствования методов изучения пластов, увеличения количества и качества исходной геолого-промысловой информации.

2. Несовершенство применяемых моделей и расчетов. Избежать полностью этих ошибок даже теоретически нельзя. Никакая модель (математическая, физическая, геологическая, гидродинамическая) не может полностью отразить и учесть реальные природные условия подземного резервуара и сложные условия фильтрации жидкости в неоднородных средах. Точность моделей можно повысить путем:

– унификации существующих методов расчетов и выбора наиболее приемлемых из них для конкретных условий эксплуатационного объекта;

– развитием существующих и созданием новых расчетных методик и методов, наиболее полно учитывающих реальные особенности пласта и условия фильтрации в них жидкостей при различных системах воздействия;

– создания и внедрения более гибких систем разработки, обеспечивающих как возможность полного использования естественной энергии пластов, так и позволяющих без значительных затрат средств и времени осуществлять дополнительные мероприятия по совершенствованию разработки и увеличению коэффициентов извлечения нефти.

3. Организационно-технические причины.

4. Невыполнение или несвоевременное выполнение нефтедобывающими предприятиями рекомендаций проекта, запаздывание сроков (против проектных) разбуривания месторождения, ввода скважин в эксплуатацию, организации системы ППД, отставание с объемами закачки воды при заводнении и др. Эти недостатки объясняются отставанием в обустройстве промыслов, нехваткой буровых станков, отсутствием необходимых мощностей обессоливающих и деэмульсионных установок, некомплектностью насосного оборудования, трудностями транспорта нефти и т. д.

Перечисленные причины играют доминирующую роль на ранних стадиях разработки месторождений. Именно они вызывают существенные отклонения фактических показателей разработки от проектных.

Проектные решения по разработке каждого нефтяного месторождения готовят в нескольких вариантах. Из числа возможных наиболее эффективных выбирают три основных варианта, различающиеся уровнями добычи нефти, нефтеотдачей, материальными, денежными и трудовыми затратами. Указанные варианты могут отличаться системами и технологиями разработки месторождения. Наряду с предлагаемыми в проектном документе описывают также вариант разработки методом, которым разрабатывались ранее аналогичные месторождения. Такой вариант называется базовым. Его используют для сравнения эффективности разработки месторождения с предлагаемым и ранее применявшимся методом. Вариант, наиболее удовлетворяющий решению задачи перспективного развития нефтяной промышленности страны и имеющий лучшие технико-экономические и экономические показатели, принимают к реализации.

источник

Сибирским научно-исследовательским институтом нефтяной промышленности

Зам. директора по научной работе в области добычи нефти, первый заместитель

Начальник отдела техники и технологии добычи нефти и газа

Государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной и газовой промышленности им.В.И.Муравленко

Зам. директора по научной работе в области проектирования

Заведующий отделом защиты от коррозии нефтепромысловых систем

Начальник Управления по развитию техники, технологии и организации добычи нефти и газа МНП

Начальник Управления разработки нефтяных и газовых месторождений Миннефтепрома

Начальник Технического управления Миннефтепрома

Главный геолог Главтюменьгеологии

УТВЕРЖДАЮ: Первый заместитель Министра В.И.Игревский «24» августа 1984 г.

Приказом Министерства нефтяной промышленности от «11» сентября 1984 г. N 559

Срок введения установлен с 1 октября 1984 г.

Срок действия до «1» октября 1989 г.

ВВОДИТСЯ ВПЕРВЫЕ

1. Настоящий руководящий документ устанавливает:

показатели качества поверхностных пресных и промысловых сточных вод;

требования к показателю;

метод определения показателя;

периодичность контроля показателя;

метод подготовки воды для доведения ее качества до требований настоящего РД.

2. Настоящий РД не распространяется на случаи разработки нефтяных месторождений с применением термических методов и качество воды для приготовления различных вытесняющих растворов и композиций (растворов ПАВ, ингибиторов коррозии, бактерицидов, полимеров-загустителей и т.д.).

3. При разработке требований к показателям качества воды не рассматривались вопросы взрыво- и пожароопасности насосных станций, перекачивающих сточную воду, а также пригодности ее для тушения пожаров.

4. Руководящий документ разработан с учетом требований следующих действующих нормативных документов:

— ОСТ 39-071-78* Система показателей качества продукции. Вода для заводнения нефтяных пластов. Номенклатура показателей;

* Документ не приводится. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. — Примечание изготовителя базы данных.

— ВНТП-3-77* Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений;
________________
* На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют ВНТП 3-85, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных.

— РД 39-1-159-79* Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов;
________________
* Документ не приводится. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. — Примечание изготовителя базы данных.

— ОСТ 39-133-81 Вода для заводнения нефтяных пластов. Определение содержания нефти в промысловой сточной воде;

— РД 39-1-624-81* Отраслевая методика по разработке норм и нормативов водопотребления и водоотведения в нефтяной промышленности /бурение скважин и добыча нефти/;
________________
* Документ не приводится. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. — Примечание изготовителя базы данных.

— РД 39-3-831-82* Методика по разработке перспективных норм водопотребления и водоотведения в нефтяной промышленности /бурение скважин и добыча нефти/;
________________
* Документ не приводится. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. — Примечание изготовителя базы данных.

— СНиП II-31-74* Строительные нормы и правила. Нормы проектирования. Водоснабжение. Наружные сети и сооружения;
________________
* На территории Российской Федерации действует СП 31.13330.2012, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных.

— Временное руководство по определению допустимых норм содержания механических примесей и нефтепродуктов в водах, используемых для поддержания пластового давления на месторождениях Западной Сибири*. Тюмень, 1973;

— Обязательный комплекс промысловых гидродинамических и промыслово-геофизических исследований по контролю за разработкой нефтяных месторождений Главтюменнефтегаза* утвержденный 30.12.1981 г.;

— СТО 51.00.009-82* Алгоритмы определения подсчетных параметров продуктивных пластов нефтяных месторождений Среднего Приобья.

* Документы не приводятся. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. — Примечание изготовителя базы данных.

5. Требования к показателю, метод определения и периодичность контроля его, метод подготовки воды

5.1. Поверхностная пресная вода.

5.1.1. Твердые взвешенные вещества (ТВВ).

5.1.1.1. Требования к показателю. Допустимое содержание твердых взвешенных веществ (в ) в воде, закачиваемой в нагнетательные скважины, определяется по корреляционным зависимостям:

для Q 250 м /сут и при отсутствии значений kh

где Q — фактическая приемистость скважин, м /сут;

kh — произведение проницаемости на эффективную нефтенасыщенную мощность пласта, Д см.

Для разрабатываемых месторождений Главтюменнефтегаза и объединения «Томскнефть» допустимое содержание ТВВ приведено в приложении 1.

5.1.1.2. Метод определения. Фильтрация пробы воды через беззольный бумажный фильтр с последующим высушиванием и доведением фильтра до постоянного веса (Приложение 2).

ПРИМЕЧАНИЕ. В соответствии с принятым методом содержание трехвалентного железа в воде учитывается при определении ТВВ.

5.1.1.3. Периодичность контроля.

Периодичность отбора и анализа проб поверхностной пресной воды на содержание ТВВ:

ПРИМЕЧАНИЕ. При необходимости в паводковый период, период обильных дождей и для скважин с приемистостью менее 250 м /сут периодичность отбора и анализа проб может быть уменьшена до ежесуточной.

на кустовых насосных станциях (КНС)

— еженедельно для каждого типа вод и их смесей;

ПРИМЕЧАНИЕ. В случае необходимости (например, при увеличении содержания ТВВ на устьях нагнетательных скважин и т.п.) частота проведения анализа может быть увеличена.

на устьях нагнетательных скважин

— ежемесячно по двум контрольным скважинам для различных типов вод

ПРИМЕЧАНИЕ. В качестве контрольных используются скважины, подключенные к водоёмам с наибольшей и наименьшей протяженностью. При этом в пробах воды, отобранных в один день на водозаборе, на КНС и устье скважины, один paз в месяц определяется содержание ТВВ, Fе , Fe и Fe .

5.1.1.4. Метод подготовки. Отстаивание, фильтрация, микрофильтрация, отделение ТВВ в гидроциклонах и мультигидроциклонах, коагилирование с последующей фильтрацией.

5.1.2. Размер частиц взвешенных веществ (РТЧ)*.
___________________
* Текст документа соответствует оригиналу. — Примечание изготовителя базы данных.

5.1.2.1.Требования к показателю. Для коллекторов с проницаемостью менее 100·10 м (100 мд) средний размер каналов не превышает 10 мкм. Следовательно, размер частиц согласно работе (5) не должен превышать 2 мкм. Для коллекторов с проницаемостью свыше 100·10 м /100 мд и при среднем размере каналов больше 10 мкм размер частиц не должен превышать 5 мкм.

5.1.2.2. Метод определения. Измерение размера частиц под микроскопом при увеличении не менее 600-кратном и подсчет количества частиц различных размеров (Приложение 3). Измерение размера частиц производится в ЦНИПРах НГДУ и ЦНИЛах объединений.

Контрольное измерение размера частиц производить на электронном микроскопе в СибНИИНП с периодичностью одна проба в год.

5.1.2.3. Периодичность контроля за размером частиц. Контроль за размером частиц проводить один раз в квартал в межсезонный период.

5.1.2.4. Метод подготовки. Отстаивание, фильтрация, микрофильтрация, гидравлическая сортировка ТВВ в гидроциклонах и мультигидроциклонах.

5.1.3. Содержание кислорода (СК).

5.1.3.1. Требования к показателю. Содержание растворенного кислорода в поверхностной пресной воде не более

— в связи с мероприятиями по борьбе с СВБ

— в связи с мероприятиями по уменьшению скорости коррозии и снижения затрат на борьбу с ней

ПРИМЕЧАНИЕ. Приведенные предельно допустимые концентрации (ПДК) кислорода предназначены для разработки, проектирования и промышленного испытания технологии обескислороживания поверхностной пресной воды. Решения по разработке, проектированию, объемам и месту испытаний принимает Главтюменнефтегаз. Технология, оборудование и проекты обустройства будут разрабатываться в соответствии с заданиями производственных объединений и Главтюменнефтегаза.

5.1.3.2. Метод определения. Взаимодействие растворенного в воде кислорода с гидроокисью марганца и иодометрическое определение образовавшихся высших по степени окисления соединений марганца (иодометрическое определение по Винклеру) с учетом мешающих факторов (Приложение 4).

5.1.3.3. Периодичность контроля. Один раз в месяц и два раза в месяц в апреле-мае, августе-октябре.

5.1.3.4. Метод подготовки. Десорбция растворенного кислорода газом, не содержащим кислород, двуокись углерода и сероводород. (Каталог. Оборудование для промысловой подготовки нефти, газа и воды. ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1979).

Разбрызгивание воды в вакууме, соответствующем точке кипения воды при данной температуре (СНиП II-31-74. Строительные нормы и правила. Нормы проектирования. Водоснабжение. Наружные сети и сооружения. Стройиздат. М. 1975.). Установка по этому принципу подготовлена к серийному производству Салаватским машиностроительным заводом Минхиммаша. Связывание растворенного в воде кислорода восстановителями (сульфитом натрия, тиосульфатом натрия, сернистым газом и т.п.) (СНиП II-31-74. Строительные нормы и правила. Нормы проектирования. Водоснабжение. Наружные сети и сооружения. Стройиздат. М. 1975).

ПРИМЕЧАНИЕ. В развитие данного РД необходима разработка самостоятельных РД по каждому указанному в п.п.5.1.1.4, 5.1.2.4, 3.1.3.4. методу подготовки поверхностной пресной воды в соответствии с комплексной программой по проблеме подготовки воды для заводнения, утвержденной МНП в 1981 г. Дополнительно см. примечание к п.5.1.3.1.

5.2. Сточная промысловая вода.

5.2.1. Твердые взвешенные вещества (ТВВ).

5.2.1.1. Требования к показателю.

Допустимое содержание ТВВ (в ) в сточной промысловой воде, закачиваемой в нагнетательные скважины, определяется по корреляционной зависимости /1/. см. п.5.1.1.1.

5.2.1.2. Метод определения. Фильтрация воды, обработанной растворителем, через беззольный бумажный фильтр с промывкой растворителем, высушиванием его до постоянного веса (Приложение 5).

5.2.1.3. Периодичность контроля. Контроль за содержанием ТВВ в воде после очистных сооружений объектов подготовки нефти осуществляется не реже, чем три раза в месяц. В случае необходимости (например, при увеличении содержания ТВВ на устьях нагнетательных скважин и т.п.) частота проведения анализа может быть увеличена.

5.2.1.4. Метод подготовки. Отстаивание, фильтрация, отделение ТВВ в гидроциклонах и мультигидроциклонах.

5.2.2. Размер частиц механических примесей.

5.2.2.1. Требования к показателю установлены в п.5.1.2.1.

5.2.2.2. Метод определения. Аналогичен измерению ТВВ в поверхностной пресной воде (см. п.5.1.2.2.).

5.2.2.3. Периодичность контроля установлена в п.5.1.2.3.

5.2.2.4. Метод подготовки. Отстаивание, фильтрация, гидравлическая сортировка ТВВ в гидроциклонах и мультигидроциклонах.

5.2.3. Содержание кислорода (СК).

5.2.3.1. Требования к показателю. Содержание кислорода в промысловой сточной воде не более

— в связи с мероприятиями по борьбе с СВБ

— в связи с мероприятиями по уменьшению скорости коррозии и снижения затрат на борьбу с ней

ПРИМЕЧАНИЕ. Приведенные предельно допустимые концентрации (ПДК) кислорода предназначена для разработки, проектирования и промышленного испытания технологии обескислороживания промысловой сточной воды. Решения по разработке, проектированию, объемам и месту испытаний принимает технический совет Главтюменнефтегаза. Технология, оборудование и проекты обустройства будут разрабатываться в соответствии с заданиями производственных объединений и Главтюменнефтегаза.

5.2.3.2. Метод определения. При наличии в промысловой сточной воде более 20 мг/л естественного или искусственно введенного двухвалентного железа, окислением его растворенным кислородом в щелочной среде с последующим определением трехвалентного железа, концентрация которого пропорциональна содержанию растворенного кислорода. При наличии сернистых соединений по модифицированному методу Винклера с предварительным устранением влияния мешающих веществ. (Приложение 6).

5.2.3.3. Периодичность контроля. Один раз в месяц.

5.2.3.4. Метод подготовки. Методы удаления растворенного кислорода из промысловой сточной воды аналогичны методам, применяемым для его удаления из поверхностной пресной воды и приведены в п.5.1.3.4.

5.2.4.1. Требования к показателю. Содержание нефти в воде (в ) может в 1,5 раза превышать содержание твердых взвешенных веществ (в ):

5.2.4.2. Метод определения. На объектах подготовки нефти (после очистных сооружений) с целью контроля за технологическим процессом содержание нефти определять по ОСТ 39-133-81 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Определение содержания нефти в промысловой сточной воде».

ПРИМЕЧАНИЕ. При контроле работы установки подготовки нефти допускается наряду с хлороформом применение других растворителей (ароматических углеводородов, прямогонного бензина и т.д.). Выполнение всех других анализов производить в соответствии с ОСТ 39-133-81.

5.2.4.3. Периодичность контроля. На объектах подготовки нефти после очистных сооружений определение показателя — 2 раза в смену и после каждого изменения режима работы установки подготовки нефти и воды. На КНС — ежесуточно; на устье скважин — с периодичностью, указанной в п.5.1.1.3.

5.2.4.4. Метод подготовки. Отстаивание, флотация, фильтрация через различные твердые и жидкие среды, отделение нефти в гидроциклонах и мультигидроциклонах, коагулирование с последующей фильтрацией.

ПРИМЕЧАНИЕ. Выбор метода подготовки воды, указанного в п.п.5.1.1.4., 5.2.1.4. и 5.2.4.4. и типоразмера оборудования производится в проектах обустройства конкретных месторождений согласно ВНТП 3-77 и РД 39-1-159-79. Техническая характеристика и заводы-изготовители оборудования приводятся в специальных справочниках, каталогах и справочных РД.

5.2.5. Размер частиц нефти (РЧН).

5.2.5.1. Требования к показателю. Размер частиц нефти в пробах воды, отобранных на устье нагнетательных скважин, должен быть равен размеру частиц твердых взвешенных веществ (см. п.5.1.2.1.).

5.2.5.2. Метод определения. Аналогичен измерению ТВВ в поверхностной пресной воде (см. п.5.1.1.2.).

5.2.5.3. Периодичность контроля. Устанавливается в зависимости от загрязнения нефтью фильтра нагнетательных скважин, но не менее периодичности, указанной в п.5.1.2.3.

5.2.5.4. Метод подготовки. Отстаивание, фильтрация через различные твердые и жидкие среды, гидравлическая сортировка в гидроциклонах и мультигидроциклонах, обработка в гидродинамических диспергаторах, коагулирование с последующей фильтрацией.

ПРИМЕЧАНИЕ. В развитие данного РД необходима разработка самостоятельных РД по каждому указанному в п.п.5.1.2.4, 5.2.2.4, 5.2.3.4, 5.2.4.4, 5.2.5.4 методу подготовки промысловой сточной воды в соответствии с комплексной программой по проблеме подготовки воды для заводнения, утвержденной МНП в 1981 г. Дополнительно см. прим. к п.5.2.3.1.

5.3. Экономический эффект от внедрения данного РД подсчитывается за календарный год совместно с экономистами и специалистами службы поддержания пластового давления предприятий Главтюменнефтегаза и объединения «Томскнефть» и представляется по подчиненности по форме статистической отчетности 2 НТ.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Муравьев И.М., Байков У.М. Определение допустимых норм содержания механических примесей в закачиваемой воде. Нефтяное хозяйство, 1967, N 3.

2. Методика по разработке перспективных норм водопотребления и водоотведения в нефтяной промышленности (бурение скважин и добыча нефти). РД 39-3-831-82. БашНИПИнефть, Уфа, 1983, 61 с.

3. Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству воды. Проект РД. ВНИИ, Москва, 1984, 13 с.

4. Временное руководство по определению допустимых норм содержания механических примесей и нефтепродуктов в водах, используемых для поддержания пластового давления на месторождениях Западной Сибири. Гипротюменнефтегаз. Тюмень, 1973, 21 с.

5. Перевалов В.Г., Алексеева В.А. Очистка сточных вод нефтепромыслов. Недра, 1969, 224 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 (справочное). Допустимое содержание твердых взвешенных веществ (ТВВ) и нефти в воде, закачиваемой в нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления

Проницаемость объекта разработки, мкм

Содержание твердых взвешенных частиц и нефти в воде, мг/л

источник

Что такое скважина? Горная выработка большой протяженности и малого сечения

Как называется нижняя часть скважины? Забой

Что такое освоение? Вызов притока из скважины

Внутриконтурное заводнение проводится для? Поддержание пластового давления

Что такое давление? Соотношение силы к площади

В каких единицах системы СИ измеряется давление? Паскаль

Как выбирается манометр? По раб.давлению замер.в средней трети шкалы манометра

Как определятся давление? По показ. Стрелки на шкале манометра

Как проверить исправность манометра? При закрытом кране стрелка манометра должна показывать 0

На чем основана работа манометра? На измерение разности давления

Каков принцип действия манометра? Полая трубка бурдона под действием давления стремится выпрямиться и разворачивает шестеренку и находящуюся на ней стрелку

Отметьте, какое давление измеряется на устье скважины? Буферное давление

В каких единицах измеряется давление в промысловой практике? кг\м2

Укажите принцип эхолотирования? Определение уровня жидкости в скважине за счет расчета времени прохождения отраженной звуковой волны

Как называется приемное устройство эхолота? Микрофон

Работы по монтажу динамографу производятся? При не работающем станке-качалки и установленным на тормоз

Для чего производится отбор проб? КВЧ,определение свойств нефти и на содержание и состав пластовой воды

Как производится отбор проб?В спец сосуды, объемом не менее 0,45 литра через пробоотборник

Что нужно указать на бирке при отборе проб? Номер скважины, месторождение, площадь, объем отбора, дату и время отбора

Каков объем отбора пробы? 400мл

Кто осуществляется расшифровку динамограммы? Геол. и техн. служба

Как продуть технологический патрубок(затруб)? Крат. открытием затруб.задвижки

Что необходимо фиксировать после запуска УЭЦН? Скорость появления жидкости на устье

Перед началом работы кувалдой, необходимо проверить? Плотность посадки рукояти

Ручной инструмент повседневного применения должен быть закреплен за? Оператором ДНГ

Рукоятка кувалды к свободному концу должна? Расширяться

Как оборудуется рукоятка инструмента с изолирующими рукоятками? Бортиками для предупреждения соскальзывания руки

Губки гаечных ключей расположены относительно друг друга? Параллельно

Как испытывается инструмент с изолирующими рукоятками? 2кВ

Как часто испытывается инструмент с изолирующими рукоятками? Один раз в год

Для чего предназначена регулирующая арматура?

Для чего предназначена запорная арматура?

Для чего предназначена предохранительная арматура?

Что называется рабочим давлением трубопровода? Безопасное избыточное давление

К каким работам относится отбор проб? Не опасные

Какова последовательность ослабления крепежа фланцевого соединения? С верхней шпильки и со стороны работающего

Как убедиться в отсутствии давления в трубопроводе?

С помощью какого инструмента вынимается использованная прокладка? Нож или крючок не дающий искры

Какова последовательность затяжки крепежа на фланцевом соединении?

Кому докладывается о проделанной работе по замене прокладки? Ответственному руководителю работ

В зависимости от каких размеров выбирается прокладка из паронита? В зависимости от типаразмера фланцевого соединения

В каком случае необходимо применять противогаз при замене сальников?

Где фиксируется результат анализа воздушной среды при проведение работ по замене сальников? В наряде допуске на производство газоопасных работ

Под каким углом по отношению друг к другу должны располагаться места соединения(замки) колец сальниковой набивки? 90 градусов

Куда складывается вынутая изношенная сальниковая набивка?

К наземному оборудованию фонтанной скважины относятся? штуцеры

Для продления срока фонтанирования скважины целесообразно? Заменять подъемник с большим диаметром труб на малый диаметр

Фонтанная елка предназначена для? Направления продукции скважины

Для подвески фонтанных труб и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами и эксплуатационной колонной применяется ?Фланцы соответствующего диаметра

Основная причина поступления песка в скважину? Неустойчивость пород призабойной зоны пласта

Снижение давление на буфере и дебита скважины с одновременным повышением давления в затрубном пространстве указывает? На образование песчаной пробки на забое

Пакер предназначен для? Разобщения отдельных участков скважины

Для спуска скребка в скважину на верхней стволовой задвижке вместо буфера устанавливают? Лубрикатор с роликом и сальниковым уплотнением

Какой агент используется для закачки в пласты в системы ППД? Вода

Влияет ли на работу нагнетательной скважины содержание в закаченном агенте механических примесей и нефтепродуктов? Влияние завист от колич. мех примесей

Что понимают под приемистостью нагнетательной скважины? Ее суточную производительность

Какую воду можно использовать в системе ППД при заводнении пластов? Любую воду, совместимую с пластовой по хим.составу

Отличается ли конструкция нагнетательных скважин от конструкции добывающих скважин? Отличается принципиально

Устье нагнетательной скважины оборудуются? Фонтанной арматурой

Подземное оборудование нагнетательных скважин включает? Колонна НКТ с воронкой, пакер

Регулирование режима работы нагнетательной скважины осуществляется? Штуцированием на устье

Под обслуживанием нагнетательной скважины понимается? Комплекс мероприятий по поддержанию работоспособности подземного и наземного оборудования

Основные осложнения при нагнетании в пласты воды? Засорение забоя и призабойной зоны

Газлифт представляет собой разновидность? Механизированного способа добычи

Газлифтный клапан — это устройство? Для впуска газа в НКТ

Принцип работы газлифта заключается? В газирование жидкости в подъемных трубах и уменьшение ее плотности

Периодический газлифт применим? В слабо фонтанирующих или прекративших фонтанирование скважинах

Замер дебита газлифтной скважины в автоматическом режиме должен производиться? Один раз в сутки

С какой периодичностью операторы по добыче нефти должный проводить внешний осмотр устьевого оборудования скважины, оборудованной ШГНУ? Один раз в день

Какая надпись должна быть на пусковом устройстве станции управления при автоматическом или дистанционным пуске станка-качалки?

При какой высоте фонтанной устьевой арматуры устье скважины оборудуются площадкой? 0,75м

Каким количеством заземляющих проводников должны быть заземлены кондуктор(тех.колонна)и рама станка-качалки? Двумя

Какое расстояние должно быть между траверсой подвески устьевого штока и устьевым сальником при нижнем положение головки балансира? Не менее 20см

Чем должна производиться очистка каната от старой смазки? Металлической щеткой

Уровень масла в редукторе должен быть? Между нижней и верхней отметками на маслоуказателе

На сколько ниток должна выступать резьба шпилек с обеих сторон после затяжки гаек? Не менее 3

источник