Отчёт по практике. отчет по практике 3 курс. Краткое описание организации

• Название: Краткое описание организации
• Анкор: Отчёт по практике
• Дата: 12.04.2022
• Размер: 0.56 Mb.
• Имя файла: отчет по практике 3 курс.docx
• Тип: Документы; #467273
• страница: 5 из 12

8. Простая схема ППД

Рис.2. – Схема ППД

9. Схема БКНС

БКНС, как и КНС, предназначаются для закачки воды из поверх­ностных водоемов или подземных источников, а также промысловых сточ­ных вод в нагнетательные скважины для ППД. БКНС изготовляют индустриальным методом и поставляют в гото­вом виде на месторождение.

БКНС состоит из пяти блоков:

• 
  насосного;
  
• 
  напорной гребенки;
  
• 
  уп­равления;
  
• 
  низковольтной аппаратуры;
  
• 
  распределительного устройства.
  

Число насосов должна быть 2, 3 и 4, один из которых - резервный. БКНС исходя из числа установленных насосов имеют пода­чу 3600, 7200 и 10800 м³/сут воды.

БКНС работает следующим образом:



Рис. 3. – Принципиальная схема БКНС

Из магистрального водо­вода 1 вода под давлени­ем 0,3 МПа вначале поступает в подземные резервуары 2, из которых по приемному коллектору 3 через задвижки 4 засасывается центробежными насосами 5 приводимыми в движение электродвигателями 6. Пройдя насосы и дистанционно управляемые задвижки 7, вода попадает в высоконапорный коллектор-распределитель 8 (10-20 МПа), из которо­го через задвижки 9 и расходомеры 10 она нагнетается к колодцам распределения, а затем в скважины.

10. Технологический режим работы фонтанных скважин

Под технологическим режимом работы скважины понимается совокупность основных параметров ее работы, которая обеспечивает получение в планируемом периоде отборов нефти, конденсата, жидкости и газа, соблюдение условий надежности и безопасности эксплуатации скважин, предусмотренных проектным документом и нормами отборов. Технологический режим работы скважин обеспечивает регулирование процесса разработки и характеризуется следующими основными параметрами:

- пластовым, забойным и устьевыми давления;

- дебитом жидкости (газа), обводненностью продукции, газовым фактором (выходом конденсата) и количеством механических примесей в продукции;

- типоразмерами установленного эксплуатационного оборудования и режимами и временем его работы.

Технологический режим работы скважины составляется геолого-технической службой нефтепромысла и утверждается руководством нефтепромыслового управления. Так как в процессе разработки состояние пласта в районе скважины непрерывно меняется, технологические режимы периодически пересматриваются.

Фонтанирование скважин возможно при определённом технологическом режиме, который характеризуется величиной дебита Q, р_з, р_уст, р_затр.

В зависимости от соотношения р_з и р_уст с давлением насыщения нефти р_н можно выделить три вида фонтанирования и соответствующие им три типа фонтанных скважин:

1-ый тип - артезианское фонтанирование р_з>р_н, р_уст>р_н, то есть фонтанирование происходит за счёт гидростатического напора. В скважине происходит перелив жидкости, движется негазированная жидкость. В затрубном пространстве между НКТ и обсадной колонной находится жидкость, проверить можно, открыв, например, трех ходовой кран под манометром, показывающим р_затр.

2-ой тип - газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в стволе скважины: р_з>р_н, р_уст<р_н. В пласте движется не газированная жидкость, а в скважине - газожидкостная смесь. При давлении у башмака НКТ р1>р_н в затрубном пространстве на устье находится газ и р_затр обычно небольшое.

3-ий тип - газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в пласте: р_з<р_н, р_уст<р_н. в пласте движется газированная на забой и к башмаку НКТ поступает газожидкостная смесь. После начала притока основная масса газа увлекается потоком жидкости и поступает в НКТ. Часть газа отделяется и поступает в затрубное пространство, где газ поднимается в относительно неподвижной жидкости. В затрубном пространстве накапливается газ, уровень жидкости снижается и достигает башмака НКТ, т.е. наступает стабилизация.Технологический режим работы скважины устанавливают при помощи индикаторной диаграммы и регулировочной кривой.

11. Технологический режим работы газлифтных скважин

Газлифтная эксплуатация применяется в тех случаях, когда подъем заданного количества жидкости не обеспечивается газом (свободным и растворенным), поступающим из пласта к забою скважины. В связи с этим возникает необходимость в скважину подавать некоторое дополнительное количество газа (к башмаку НКТ или на какую-то глубину). В газлифтных скважинах, как и фонтанных, забойное давление может быть больше или меньше давления насыщения.

Первоначально рассчитывается распределение давления от забоя к устью. В основу исходных данных положены забойное давление, дебит жидкости и газа, объем выделившегося газа (в зависимости от давления и температуры), заданное устьевое давление, длина труб и т. д. Диаметры труб в зависимости от дебита жидкости задаются. Строго говоря, температура, как и давление, по мере подъема жидкости уменьшается. Однако часто в расчетах принимают температуру постоянной и равной средней по всей длине газожидкостного подъемника. Нередко отсутствуют полные экспериментальные данные по свойствам смеси и приходится использовать графики или эмпирические зависимости, приводимые в соответствующей литературе.

После расчета распределения давления (при естественном газовом факторе) строится кривая давление-глубина. Расчетное устьевое давление при этом будет меньше минимально допустимого, а в большинстве случаев оно даже принимает отрицательное значение. Это указывает на то, что подъем жидкости за счет естественного газового фактора не обеспечивается. Чтобы определить потребное количество закачиваемого газа, необходимо произвести расчет распределения давления по глубине (от устья) при нескольких значениях газового фактора R (они должны быть больше природного газового фактора R₀) и одинаковом устьевом давлении



Рис. 4. Распределение давления в газлифтной скважине в зависимости от газового фактора

где V_gi - объемный расход дополнительно вводимого в трубы газа. Результаты этих расчетов наносятся на тот же график (см. кривые 2, 3, 4 на рис. 4). В точке пересечения пары кривых (например, в точках а, в) можно определить давление внутри НКТ на данной глубине, когда обеспечивается подъем смеси до устья при заданном газовом факторе. Как видно из этого рисунка, подъем смеси (при заданном количестве жидкости) можно обеспечить множеством объемных расходов газа. Окончательный выбор потребного расхода газа надо производить, исходя из энергетических затрат. Если принять, что расширение газа происходит при изотермическом процессе, то работа, производимая газом, определится выражением



где р₁ - давление в трубах на глубине ввода газа (например, L₁ на рис.4 ); р₀ и

р_у - соответственно нормальное (атмосферное) и устьевое давления.

Отсюда следует, что при каком-то соотношении давления р₁ и объемного расхода газа V_gi работа, совершаемая газом при расширении (от р₁ до р_у), будет наименьшей.

Ввод газа в НКТ осуществляется через специальное приспособление (рабочий клапан). При истечении газа из кольцевого пространства в НКТ за счет сопротивлений в клапане происходит снижение давления на р_кл. Поэтому давление р_к подаваемого газа у устья скважины в кольцевом пространстве определяется суммой

p_к = p₁ + p_кл + p_г + р_тр,

где p_г -приращение давления за счет массы столба газа в кольцевом пространстве; p_тр - потери давления, вызванные сопротивлениями на трение, возникающими при движении подаваемого газа от устья до места его ввода в трубы.

Для высокодебитных газлифтных скважин целесообразно произвести расчет,исходя из условия, что газ подается в центральные трубы, а смесь поднимается по кольцевому пространству. Порядок расчета остается таким же, но при использовании уравнения движения смеси, когда рассчитывается плотность смеси, за диаметр трубы принимается сумма D+d₀ (D - внутренний диаметр обсадной колонны, d₀ - внешний диаметр НКТ). При расчете сопротивлений на трение за эквивалентный диаметр принимается разность D - d₀.

Расчеты могут показать, что можно обеспечить потребное количество подаваемого газа, но не давление р_к. В этом случае ограничивается максимально возможное давление у устья в кольцевом пространстве.

Выбор режима эксплуатации газлифтной скважины должен производиться в зависимости от условий (ограничений) задачи. Такими ограничениями являются:

1) количество нагнетаемого газа (независимо от давления нагнетания),

2) давление нагнетания (независимо от расхода газа);

3) давление и максимальное допустимое количество нагнетаемого газа;

4) минимальное допустимое (или заданное) противодавление на устье скважины.

В заключение следует отметить, что высота подъема смеси в ряде случаев может быть увеличена за счет роста истинной газонасыщенности, если применять трубы меньшего диаметра. Однако при этом несколько возрастут сопротивления на трение. В связи с этим для окончательного выбора режима работы газлифтной скважины необходимо расчеты производить для нескольких диаметров труб.