ответы на гос экзамен эксплуатация нефти и газа. 1. Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки. Система разработки
 Скачать 81.22 Kb.
|
| 20.Выбор способа эксплуатации нефтегазодобывающих скважин Выделяют три основных способа эксплуатации скважин: • фонтанный, • газлифтный, • насосный. Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта. Регулированием закачки воды в продуктивный пласт можно поддержать желаемые динамические уровни в скважинах и следовательно регулировать высоту подъема жидкости и значение столба жидкости над забоем. |
| Дисциплина 3. Оборудование для добычи нефти. 1.Центробежные насосы для перекачек нефти и нефтепродуктов по внутрипромысловым магистральным нефтепроводам в ДНС ЦПН и т.д Центробежный насос для нефтепродуктов – Подходит для транспортировки мазута, бензина, дизеля, продуктов диализа нефти. Характеристика нормальных насосов ЦНС: подача 8 – 850 м3/час, напор от 40 до 1440 метров и КПД 67-77%. Высокооборотные показывают подачу 38-1000 м3/ч при напоре 136 – 2000 метров, , КПД в районе 72-80. Бывают: Одноступенчатый, Многоступенчатый; Полупогружной; Погружной; двухсторонний; с повышенной герметичностью.Основные узлы: Корпус, рабочее колесо, электродвигатель. 8.Оборудование наземное и скважинное (ЭЦН, газосепаратор, диспергатор, гидрозащита, ПЭД). Рабочая характеристика. Принцип подбора УЭЦН Методика подбора УЭЦН 1. По геофизическим, гидродинамическим и термодинамическим данным пласта и призабойной зоны, а также по планируемому дебиту скважины 2. По выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных и насосно-компрессорных труб 3. По характеристике насоса выбирается количество рабочих ступеней, 4. По выбранноым параметрам (глубина, размер труб) потребный напор насоса. 5. По температуре пластовой жидкости на приеме насоса, по мощности, КПД Наземное – Трансформатор, станция управления, устьевое оборудование, выкидная линия. Подземное: ПЭД, электроцентробежный насос, гидрозащита, НКТ, кабель |
| 2.Параллельная и последовательная работа ЭЦН, сложение напорных характеристик. Регулирование режимов работы центробежных насосов.Схема обвязки насосов. Кавитация и помпаж, способы их предупреждения. Когда один насос не в состоянии обеспечить необходимый расход или напор,применяется последовательная или параллельная работа нескольких насосов. При подборе насосов для последовательной работы необходимо обращать внимание на их производительность, она должна быть одинаковой. Кавитация-это появление пузырьков в жидкостях, которая может привести к гидроудару и поломке насоса. Помпаж это неустойчивый режим работы насоса, резко изменяются подача и напор. Регулирование – изменениние частоты вращения. При подключении двух насосов следует обращать внимание на максимальное рабочее давление последующего насоса, ибо к входному давлению добавляется давление, создаваемое вторым насосом. Полученное таким образом общее давление не должно превышать максимальное рабочее давление насоса. 5.Агрегаты для подземного ремонта скважин. Оборудование и инструмент для ликвидации аварий с трубами и штангами. Подъемник - механическая лебедка, монтируемая на тракторе, автомашине или отдельной раме. Агрегат - в отличие от подъемника оснащен вышкой и механизмом для ее подъема и опускания. Штропы служат для подвески элеватора на крюк. Трубные элеваторы – для захвата обсадных, бурильных и НКТ штанговые ключи Спайдеры предназначены для автоматизации операций по захвату, удержания на весу Для ловли сломанных НКТ, верхняя часть которых представляет собой голый конец с сорванной муфтой, применяют колокола. Для ловли труб за муфту используется овершот. Для ловли насосных штанг применяют шлипсовые муфты, комбинированные ловители. 6.Оборудование фонтанных скважин, наземное и подземное. Типы фонтанных арматур Колонная головка предназначается для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн и установки фонтанной арматуры. Фонтанная арматура служит для: - подвески насосно-компрессорных (подъемных) труб; - герметизации устья скважины; - направления нефти и газа в выкидную линию и т.д. Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Подземное оборудование: Кондуктор, насосно компрессорная колонна, эксплуатационная колонна, пакер Изменения режима производится с помощью штуцера. |
| 3.Поршневые (плунжерные) насосы для наземных перекачек. Конструкция. Показатели работы. Регулирование режимов работы. Эксплуатация поршневых (плунжерных) насосов. Схема обвязки насосов. Поршневые насосы состоят из механической и гидравлической частей. Гидравлическая часть служит для преобразования механической знергии поршни или плунжера в механическую энергию жидкости. Механическая часть предназначена для преобразования движения входного звена привода в возвратно-поступательное движение поршня или плунжера. Пространство, ограниченное поршнем, стенками цилиндра и клапанной коробкой, называется рабочей камерой насоса. Работа поршневого жидкостного насоса основана на принципе вытеснения. Основными рабочими органами такого оборудования являются: цилиндр и поршень. Поршень перемещается в цилиндре совершая возвратно-поступательное движение. 4.Центробежные компрессоры и нагнетатели. Области применения в технологиях нефтедобычи. Конструкции. Показатели работы. Рабочая характеристика. Регулирование режимов их работы. Центробежные компрессоры используются: в химической и нефтехимической промышленности при производстве этилена и пропилена, ароматических углеводородов, при сжижении газа, для сжатия водорода, СО, метанола, аммиака и тд. Регулирование может осуществляться изменением характеристики системы или изменением характеристики компрессора. Оборудование данного типа включает в себя такие основные элементы, как: корпус оборудования; патрубки – входное и выходное устройства; рабочие колеса; диффузор; привод – может быть различных типов (дизельный, электрический и другие). |
| 7.Оборудование для эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). Условное обозначение. Техническая характеристика. Зависимость параметров насосов от числа оборотов и частоты тока Область применения УЭЦН – это высокодебитные обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 10 – 1300 м3/сут и высотой подъема 500 – 2000 м Состоит из наземного и подземного оборудования. Наземное – Трансформатор, станция управления, устьевое оборудование, выкидная линия. Подземное: ПЭД, электроцентробежный насос, гидрозащита, НКТ, кабель. Основные характеристики: подача, напор, производительность. Изменение режима производится изменением частоты вращения, и изменением допустимого давления на приеме. |
| 9.Наземное оборудование ШСНУ. Расчет сил, действующих в точке подвеса штанг. Уравновешивание станков-качалок. Наземное оборудование ШСНУ: станок-качалка (СК), оборудование устья. Нагрузка в точке подвеса штанг балансирного станка-качалки обусловлена: 1) статическими нагрузками от силы тяжести жидкости и штанг, сил трения плунжера в цилиндре и штанг о трубы; 2) силами инерции движущихся масс, возникающими при движении с ускорением колонны штанг, и столба жидкости; 3) динамическими нагрузками, возникающими в результате, вибрации штанг. |
| 10.Скважинные штанговые насосы. Адаптация СШНУ для добычи высоковязких нефтей. ШСН обеспечивают откачку из скважин жидкости, обводненностью до 99% , абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0,5%, свободного газа на приеме до 25%, объемным содержанием сероводорода до 0,1%, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 1300С. По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы .У невставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Для добычи высоковязкой нефти используют: 1) насос типа СПР с механическими уплотнениями на плунжере и всасывающем клапане вязкостью более 2000 мПа с 2) это насос для бесперебойной добычи в условиях небольших дебитов |
| 2. Коэффициент продуктивности и факторы, его определяющие. Условия притока жидкости к скважинам. Виды гидродинамического несовершенства скважин. Коэффициент продуктивности добывающей скважины – отношение ее дебита Q к перепаду между пластовым и забойным давлением, соответствующими этому дебиту К=Q/P Приток жидкости, газа, воды или их смесей к скважинам происходит в результате установления депрессии. По формулеДюпюи коэффициент продуктивности:  Виды гидродинамических несовершенства скважин: 1) Несовершенная по степени вскрытия пласта 2) Несовершенная по характеру вскрытия пласта 3) По качеству вскрытия пласта |
| 1Классификация методов искусственного воздействия на призабойную зону пласта. Назначение методов и их общая характеристика Химические методы-используется для дополнительного воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи. Распространенный метод СКО. Механические методы воздействия эффективны в твердых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удаленные части пласта. К этому виду воздействия относится ГРП Тепловые методы целесообразны только в тех случаях, когда в ПЗС произошло отложение твердых пли очень вязких углеводородов, таких как парафина, смол, асфальтенов, а также и при фильтрации вязкой нефти. К этому виду воздействия относятся прогревы ПЗС. Методы комплексного воздействия 5. Обработка скважин соляной кислотой (СКО). Кислотные ванны. Область применения, механизм воздействия. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их в карбонатных коллекторах, и очищают поровое пространство в терригенных породах. Под воздействием соляно кислотной обработки (СКО) образуются каверны, каналы растворения, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а, следовательно, и производительность добывающих скважин, и приемистость нагнетательных. Основной целью кислотных ванн является очистка ПЗС от остатков глинистой корки, цементных частиц , отложений солей пластовой воды и др. Обычно после бурения. 8. Кислотные обработки терригенных коллекторов. Область применения, механизм воздействия Соляно-кислотная обработка терригенных (песчаники, алевролиты и др.) коллекторов заключается в том, что кислотный раствор проникает в пласт более равномерно и контур ее проникновения близок к круговому. В карбонатных коллекторах кислота реагирует фактически с неограниченной массой карбонатного вещества по всей глубине образующегося канала, тогда как в терригенных карбонаты составляют всего лишь несколько процентов от общего объема породы. Фтористоводородная кислота (HF) является единственной, растворяющей силикатные материалы, поэтому все рецептуры, используемые при кислотных обработках терригенных коллекторов, включают HF. 1) Основные направления в развитии автоматизированных систем управления технологическим процессом в добыче нефти и газа. Цели и задачи АСУТП. Автоматизированная система управления – это совокупность математических методов, технических средств, их программного обеспечения и организационных комплексов, обеспечивающих управление и контроль параметров работы объектов Целью создания АСУ ТП является повышение качества нефти, получение достоверной информации о ходе технологических процессов на объектах, оперативный контроль и управление процессами добычи и подготовки нефти, замена устаревших средств автоматизации и систем управления, повышение безопасности производства, снижение трудоемкости управления технологическими процессами. 4.Функции автоматизации дожимных насосных станций при её комплексной автоматизации Система автоматизированного управления и контроля ДНС должна обеспечивать возможность проведения оперативного учета, поддержание заданных параметров техпроцесса и предотвращение аварий. ДНС, как правило, состоит из трех основных блоков: сепарации, насосного и блока дренажной емкости 5.Функции автоматизации блочных кустовых насосных станций для закачки рабочего агента в пласт АСУ ТП БКНС реализует: – автоматическое измерение параметров технологического оборудования БКНС – сравнение измеренных значений технологических параметров с уставками – расчет объема жидкости выводимой с объекта ; – контроль за состоянием насосных агрегатов, - отображение хода технологического процесса – оперативное управление с пульта автоматизированного рабочего места – возможность поэтапного – переключение с режима 9.Функции автоматизации системы измерения количества и качества товарной нефти (СИКН). Функции: -измерения в автоматизированном режиме с требуемой точностью расхода нефти; -для определения в автоматизированном режиме показателей качества нефти (плотность, вязкость, влагосодержание, давление, температура);; -выдачи информации, передаваемой средствами автоматизации, на компьютер и последующего отображения ее на автоматизированном рабочем месте оператора (АРМ-оператора). 1. Системы сбора и подготовки нефти и газа. Выкидные линии, ГЗУ, нефтесборный коллектор, ДНС, напорные трубопроводы. Системы защиты от разрушения и инцидентов. Добытая из недр земли механизированным (ЭЦН, ШГН) или фонтанным способом продукция отводится от скважин по выкидным линиям к ГЗУ, откуда по нефтесборным коллекторам поступает на ДНС или УПСВ, где проходит предварительное обезвоживание и первую ступень сепарации. Далее по напорным нефтепроводам продукция скважин поступает на ЦПС (ЦППН), где подвергается дальнейшей сепарации и подготовке. Подготовленная нефть передается в НПС. Выкидная линия — промысловый нефтепровод от скважины до замерной установки (АГЗУ, ГЗУ). АГЗУ-блок учета для автоматического определения дебитов нефтяных скважин. · нефтесборные коллекторы (трубопроводы от АГЗУ до ДНС или УПСВ) Напорные нефтепроводы (трубопроводы в которых нагнетание жидкости осуществляется насосными агрегатами); Дожимная насосная станция — технологическая часть системы сбора нефти и газа на промыслах и их последующей транспортировки. 5. Типы нефтяных эмульсий. Точка инверсии. Условия образований водонефтяных эмульсий при добыче нефти. Экстремальные вязкости эмульсий. Способы предупреждения разрушения эмульсий Нефтяные эмульсии - это механическая смесь нефти и пластовой воды, нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии. В нефтяных эмульсиях принято различать две фазы - внутреннюю и внешнюю. Инверсия-превращение одного типа эмульсии в другой (фаз). Точка инверсии - . Критическое значение коэффициента обводнения при которой происходит обращение фаз Эмульсии образуются там, где происходит непрерывное перемешивание нефти и воды, т.е. при подьеме жидкости из скважины. Способы разрушения нефтяных эмульсий: Гравитационное холодное разделение (отстаивание); Фильтрация; Разделение в поле центробежных сил (центрифугирование); Воздействие на эмульсии электрическим полем; Термическое воздействие; С помощью деэмульгаторов. 8.Установки комплексной подготовки нефти. Структурная схема УКПН. Обезвоживание. Обессоливание. Дегазирование. Сущность процессов. Применяемое оборудование. 1. Дегазация - удаление из добываемой нефти растворённых в ней низкомолекулярных углеводородов 2. Обезвоживание - подготовка нефти к переработке путем удаления из нее воды. 3. Обессоливание - подготовка нефти к переработке путем удаления из нее минеральных солей и механических примесей. Оборудование: 1 - насос; 2 - теплообменник; 3 - отстойник (ступень обезвоживания); 4 - смеситель (с чистой водой); 5 - отстойник (1 ступени); 6 - электродегитратор; 7 - теплообменник (150 - 1600С); 8 - стабилизированная колонна (отпарная); 9 - холодильный конденсатор (до 300С); 10 - емкость орошения; 11, 12 - насос; 13 - печь; 14 – насос. |