Контрольная энгс. контральная по энгс. Контрольная работа По дисциплине Эксплуатация нефтяных и газовых скважин
 Скачать 32.18 Kb.
|
|
Контрольная работа По дисциплине: Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Вариант 15 1. Насосная эксплуатация скважин. Классификация способов, условия применения. Насосная эксплуатация скважин – это механизированный способ добычи нефти. При насосной эксплуатации подъем жидкости из скважин на поверхность осуществляется насосами - в основном штанговыми и бесштанговыми (погружными электроцентробежными) Насосная эксплуатация скважин подразделяется на: 1)СШН - скважинный штанговый насос. Откачка нефти из скважин при помощи штанговых глубинных насосов получила широкое распространение в силу их простоты и сравнительной дешевизны. Штанговые насосы позволяют отбирать нефть с глубин до 2500 м. Основными элементами ее являются: колонна насосных труб и глубинный насос с плунжером, подвешенный на штангах. Перечисленные элементы относятся к подземному оборудованию скважины. Глубинный насос приводится в движение от станка-качалки, расположенного на поверхности земли и состоящего из балансира, шатунно-кривошипного механизма и двигателя. Глубинный насос представляет собой обычный поршневой насос одинарного действия с проходным поршнем (плунжером). 2)ЭЦН – электроцентробежный насос. Установки предназначены для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин, имеют самый высокий КПД и меньше подвержены влиянию кривизны ствола скважины, обслуживание ЭЦН просто, так как на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода. Установка состоит из двух частей: наземной и погружной. Наземная часть включает трансформатор, станцию управления, оборудование устья скважины и иногда кабельный барабан. Погружная часть включает колонну НКТ, бронированный трехжильный кабель, погружной агрегат, состоящий из многоступенчатого центробежного насоса, оборудованного приемной сеткой и обратным клапаном, гидрозащиты, электродвигателя, в комплект установки входит также сливной клапан. 3) ВН – винтовой насос. Установки погружных винтовых электронасосов типа предназначены для перекачивания пластовой жидкости повышенной вязкости из нефтяных скважин. Установка состоит из погружного агрегата, кабеля в сборе и наземного электрооборудования: трансформатора и устройства комплектного. Погружной агрегат, состоящий из насоса и электродвигателя с идрозащитой, спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах. Кабель обеспечивает подвод электроэнергии к двигателю и крепится к колонне насосно-компрессорных труб. 4)ГПН – гидропоршневой насос. С помощью гидропоршневого насоса можно поднимать жидкость с больших глубин (до 4000 м) с дебитом до 20 м3/сут. КПД. гидропоршневой установки достигает 0,6. Конструктивно гидропоршневая насосная установка (ГПНУ) представляет собой: скважинный насос и гидродвигатель, объединенные в один агрегат – гидропоршневой погружной насосный агрегат (ГПНА), колонны насосно-компрессорных труб, блок подготовки рабочей жидкости и насосный блок. 2. Основные причины нарушения нормальной работы скважин. Текущий ремонт скважин. Планирование текущих ремонтов. Основными причинами нарушения нормальной работы скважин являются выход из строя подземного или надземного оборудования: Обрыв или отворот штанг, засорение насоса, негерметичность НКТ. Отложения АСПО и парафина. При отложении парафина на клапанах насоса, стенках и поверхностях труб и штанг нарушается нормальная работа насоса. При этом снижается площадь проходного сечения между штангами и подъемными трубами, и повышаются гидравлические давления на плунжерную пару, что приводит к утечкам жидкости через их зазоры. Из-за интенсивного отложения парафина происходят обрывы штанг или поломка их в нижней части ближе к плунжеру при возникновении осевых нагрузок, также увеличиваются нагрузки на головку балансира СК, нарушается его уравновешенность, уменьшается коэффициент подачи. Также причиной отказа различного рода оборудования является коррозионное и коррозионно-усталостное разрушение. Текущий подземный ремонт представляет собой комплекс мероприятий, направленный на поддержание эксплуатационного подземного оборудования в работоспособном состоянии. Планирование подземного ремонта скважин обычно проводят в порядке планово предупредительного ремонта или восстановительных работ, целью которых является устранение возможных нарушений эксплуатации скважин. Планирование текущего ремонта скважин. Определение объема ремонтов является основной задачей планирования подземного ремонта скважин. При этом необходимо установить характер, количество и продолжительность подземных ремонтов скважины, количество отремонтированных скважин и коэффициент частоты ремонтов. Количество планируемых работ по подземному ремонту скважин и отремонтированных скважин определяется потребностью в подземном ремонте и технологическим режимом работы скважин. Время осуществления ремонтов различается по видам ремонтов и устанавливается в соответствии со Справочником единых норм на подземный ремонт скважин, выраженных в часах. Отметим, что коэффициент частоты ремонтов представляет собой частное от деления количества подземных ремонтных работ за данный период времени на количество отремонтированных скважин за тот же период времени:  где Р — количество подземных ремонтных работ скважин; п — количество отремонтированных скважин. Таким образом, коэффициент частоты ремонтов показывает количество ремонтов, приходящихся на одну скважину за данный период времени. Работники, занятые подземным ремонтом скважин, нацелены на изменение межремонтного периода эксплуатации скважин, под которым подразумевается отрезок времени, представляющий собой период фактической или плановой их эксплуатации между последовательно проводимыми ремонтами. Межремонтный период в отношении 1 скважины опредляется по следующей формуле:  где —tкал календарное время работы скважины; /tрем — время ремонта; Р — количество подземных ремонтных работ скважин. Средний межремонтный период эксплуатации скважин для конкретного участка определяется вычитанием из общего календарного времени всех действующих скважин времени, запланированного на ремонт и деленного на суммарное число плановых ремонтов по скважинам действующего фонда:  3. Основные параметры горных пород-коллекторов, нефти и газа. Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их в промышленных количествах при разработке, называются коллекторами. Большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются терригенные (песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), карбонатные (известняки, доломиты), кремнистые (радиоляриты, спонголиты) породы. В редких случаях коллекторами могут служить изверженные и метаморфические породы. Характер пустотного пространства в породах определяется текстурными особенностями породы, размерами и формой минеральных зерен, составом цемента, способностью пород к трещиноватости. Основными физическими параметрами, которые определяют ёмкостно-фильтрационные свойства (ЁФС) коллекторов, являются пористость, проницаемость и водонасыщеность. Пористость горных пород. Пористость породы – это её свойство, которое определяет ёмкость породы. Она представляет собой отношение объема всех пустот к общему объему породы. Различают три вида пористости: общую, открытую и эффективную. В практике используются также различные коэффициенты пористости. Общая (абсолютная, полная, физическая) пористость – это суммарный объем всех пор, каверн и трещин. Коэффициентом общей пористости соответственно называется отношение суммарного объема всех пустот к общему объему породы. Открытая пористость – это объем всех пустот, сообщающихся между собой. Она всегда меньше общей пористости, на величину объема изолированных или замкнутых пустот. Коэффициентом открытой пористости соответственно называется отношение объема сообщающихся пустот к общему объему породы. Эффективная (динамическая, полезная) пористость. Нефть и газ движутся не по всем открытым пустотам, а лишь по некапиллярным и достаточно крупным капиллярным пустотам. Таким образом, эффективная пористость – это совокупность пустот горной породы, участвующих в процессе фильтрации и из которых нефть может быть извлечена при разработке залежи. Неэффективными являются изолированные и сообщающиеся субкапиллярные поры. Величина пористости зависит от формы и степени окатанности зерен, характера их взаимного расположения (укладки) и наличия цемента, и не зависит от размера частиц, если порода состоит из одинаковых обломков. Таким образом, коллекторские свойства породы определяются формой и характером пустот. Проницаемость горных пород. Если пористость обусловливает ёмкостные свойства коллектора, то проницаемость - его пропускную способность и, следовательно - коэффициент нефтеотдачи пласта и производительность эксплуатационных скважин. Различие этих параметров характеризует такой пример. Пористость глин может превышать пористость песков, однако глины практически лишены проницаемости, поскольку их пористость образована тонкими субкапиллярными порами. Вследствие этого они не могут пропускать и отдавать содержащиеся в них флюиды. Различают следующие виды проницаемости: абсолютную, эффективную и относительную. Абсолютная (общая, физическая) проницаемость характеризует физические свойства породы и определяется экспериментально объемным расходом газа или не взаимодействующей с минеральным скелетом однородной жидкости, при условии полного насыщения открытого порового пространства горной породы данным газом или жидкостью. Эффективная (фазовая) проницаемость. Обычно пустотное пространство содержит двух- или трёхфазную систему: нефть – вода, газ – вода, газ – нефть, газ – нефть – вода. Каждый из этих флюидов оказывает воздействие на фильтрацию других. Следовательно, фазовая проницаемость отражает способность породы пропускать через себя один флюид в присутствии других. Поэтому она всегда меньше абсолютной проницаемости. Фазовая проницаемость зависит от их физико-химических свойств отдельных флюидов, температуры, давления и количественного соотношения разных флюидов. Поэтому с уменьшением количества нефти в залежи, при её разработке, фазовая проницаемость нефти падает. Относительная проницаемость определяется отношением эффективной проницаемости к абсолютной и выражается безразмерной величиной меньше единицы. Водонасыщенность. При формировании залежи часть воды остаётся в пустотном пространстве коллектора. Эта вода, содержащаяся вместе с нефтью или газом в залежи, называется остаточной водой. Количество остаточной воды в залежах зависит от ФЁС пород: чем меньше размер пустот и проницаемость коллекторов, тем её больше. Водонасыщенность или коэффициент водонасыщенности характеризует содержание пластовой воды в коллекторе. Коэффициент водонасыщенности измеряется отношением объема открытых пор породы, занятых водой к общему объему пор породы. Задача Дано: - Глубина верхних дыр перфорации, Нвд -1083 м (удлинение - 23 м) - Насос НН2-57 спущен на глубину Нн - 966 м (удлинение - 18 м) - Параметры откачки: n- 3,5 кач/мин, l- 2,5 м - НКТ - 73х5,5 мм. - Штанговая колонна: диметр 22мм - 40 %, - 19мм - 60 %. - Динамический уровень, Нд - 764 м (удлинение - 6 м) - Плотность нефти, 0,883 г/см3 - Плотность воды, 1,161 г/см3 - Дебит жидкости, 19,2 м3/сут - Обводненность жидкости, 40 % - Текущее пластовое давление, Рпл - 115 атм - Затрубное давление, Рзат- 10 атм - Внутренний диаметр э/к 131 мм Определить: - Коэффициент подачи насоса. - Максимальную нагрузку в точке подвески штанг. - Давление на приеме насоса. - Коэффициент продуктивности скважины по нефти. - Плотность жидкости глушения с коэффициентом запаса 1,05. Прим: Вес 1-й штанги с муфтой диаметром 22 мм = 25,1 кг. 19 мм = 18,8 кг. |