Отчет по практике бакалавра. Отсчёт по прак. Отчет по производственной, технологической практике (указывается вид и тип практики) Направление подготовки 21. 03. 01 Нефтегазовое дело

• Название: Отчет по производственной, технологической практике (указывается вид и тип практики) Направление подготовки 21. 03. 01 Нефтегазовое дело
• Анкор: Отчет по практике бакалавра
• Дата: 22.09.2021
• Размер: 0.9 Mb.
• Имя файла: Отсчёт по прак.docx
• Тип: Отчет; #235620
• страница: 2 из 4

Рисунок 1
9. Схема БКНС

Блочные кустовые насосные станции предназначены для нагнетания очищенных вод (как поверхностных, так и пластовых) в продуктивные горизонты.

Во избежание больших гидравлических потерь БКНС обычно располагают вблизи скважин. Современные БКНС полностью автоматизированы. Все операции по отключению рабочих агрегатов (элетродвигатель–насос) и включению резервного агрегата в аварийных случаях осуществляется аппаратурой блока местной автоматики с передачей в ЦДНГ или ЦИТС сигнала об аварии.

Блочные типовые кустовые насосные станции в зависимости от числа установленных насосов имеют производительность 3600, 7200 и 10800 м3/сут воды.


1 – магистральный водовод; 2 – приемный коллектор; 3 – дистанционно управляемые задвижки; 4 – центробежные насосы; 5 – электродвигатели; 6 – расходомеры; 7 – высоконапорный коллектор; 8, 9 – задвижки; 10 – сборный коллектор для сброса грязной воды при промывке и дренаже нагнетательных скважин.

Рисунок 2
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, рз, руст, рзатр.

В зависимости от соотношения рз и руст с давлением насыщения нефти рн можно выделить три вида фонтанирования и соответствующие им три типа фонтанных скважин:

1-ый тип – артезианское фонтанирование рз>рн, руст>рн, 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 Рзатр.

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

3-ий тип – газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в пласте: рз<рн, руст<рн. 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



где Vgi — объемный расход допол­нительно вводимого в трубы газа. Результаты этих расчетов нано­сятся на тот же график.

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; р0 и ру — соответственно нормальное (атмосферное) и устьевое давления.

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

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

pк = p1 + pкл+ pг + ртр,

где pг — приращение давления за счет массы столба газа в коль­цевом пространстве; pтр — 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 рк. Вэтом 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.


12. Технологический режим работы УСШН
Условия эксплуатации скважин штанговыми насос­ными установками чрезвычайно разнообразны. Для каждой из них должны быть обоснованно подобраны оборудование и режим его работы, соответствующие возможностям скважины, условиям ее эксплуатации. Будем полагать, что скважина, для которой подбирается оборудование, ранее эксплуатировалась фонтанным или газлифтным способом и уравнение притока известно



где К — коэффициент продуктивности; pпл и pзаб — пластовое и забойное давления.

Пусть допустимый дебит скважины задан и равен Qдоg. Найдем высоту динамического столба жидкости hдин в скважине в процессе ее эксплуатации





где ρ— плотность жидкости в скважине; g — ускорение свобод­ного падения.

С увеличением глубины погружения насоса уменьшается вредное влияние газа, но возрастают деформации труб и штанг. Поэтому рациональную глубину погружения насоса под динамический уровень целесообразно устанавливать эксперимен­тально путем изучения промысловой зависимости коэффициента подачи насоса от давления рпрна его приеме. Необходимо выби­рать такую глубину погружения насоса, при которой обеспечи­ваются приемлемые коэффициенты подачи насоса (a = 0,65—0,7).

При значительном газовом факторе наиболее существенное влияние на работу насоса оказывает газ. С вредным влиянием газа можно бороться путем спуска насоса под динамический уровень или же путем установки под насосом газового якоря. На промыслах восточных районов России более распространен первый способ борьбы с газом. Установлено, например, что при газовом факторе 55—60 м3/м3 и давлении насыщения 8,5—9,0 МПа коэффициент подачи насосов достигает 0,65—0,7 при давлении на приеме насоса рпр = 1,5—2 МПа, В этом случае глубина по­гружения насоса под динамический уровень



При использовании газовых якорей глубина погружения на­сосов под динамический уровень может быть значительно сни­жена (до 40—50 м).

Выбор оборудования и режима его работы наиболее просто могут быть произведены по диаграммам А. Н. Адонина. На диаграмме нанесены области применения насосов различных диаметров DH и станков-качалок в зависимости от производительности скважины Q и глубины спуска насоса L. Рассмотрим пример пользования диаграммой А. Н. Адонина.

Пример. Подобрать оборудование и режим откачки для эксплуатации скважины штанговой насосной установкой с дебитом жидкости 25 м3/сутки при глубине подвески насоса L — 1500 м. Давления на устье и у приема насоса не­значительные.

Решение. Точка с координатами L = 1500 м и Q = 25м3/сутки находится па диаграмме А. Н. Адонина в области станка-качалки типа СК 1О-2115 на поле насоса диаметром 32 мм. При пользовании диаграммой следует учитывать, что верхняя граница поля области применения каждого насоса (пунктирные линии) представляет собой кривую подачи при максимальной длине хода и числе качаний, указанных в шифре станка-качалки. Иначе говоря, если бы точка с координатами Q — 25 м3/сутки и L =1500 м совпала с верхней границей области 32-мм насоса, то необходимо было бы принять S = 2,1 м и п = 15. В нашем случае точка не доходит до верхней границы области. Поэтому, оставляя S= 2,1, для получения Q = 25 м3/сутки частоту качаний п можно найти из соотношения



где Qmах — максимальная добыча, соответствующая верхней границе поля дан­ного насоса, м3/сутки; nmax— максимальное число качаний, установленное для данного станка-качалки. Для нашего случая откуда n = 12,5 мин-1.Коэффициент наполнения насоса на диаграмме принят везде равным 0,85. Поэтому производительность, указанная на диаграммах, является средней за меж­ремонтный период.

Диаграмма А.Н. Адонина для выбора типа станка-качалки и определения режима откачки жидкости



1 – СК2-615; 2 – СК3-915; 3 – СК5-1812; 4 – СКЮ-2115; 5 – СК10-3012.

Рисунок 3
13. Технологический режим работы УПЦЭН
Насос для каждой конкретной скважины выбирают таким образом, чтобы производительность скважины и необходимый напор соответствовали паспортным характеристикам насоса в области максимальных значений кпд и чтобы сечение типоразмера насоса, электрооборудования, диаметр труб, глубины спуска насоса в скважину обеспечивали на установившемся режиме эксплуатации скважины установленную норму отбора жидкости при наименьших затратах.

На практике не всегда удается подобрать насос с характеристикой, точно отвечающей характеристике скважины. Часто насос развивает напор и подачу, большие, чем это необходимо для создания оптимальных условий работы системы скважина —насос. Приходится прибегать к искусственному регулированию работы насоса, например, к ограничению его подачи.

В промысловых условиях подачу насоса можно ограничить при помощи штуцера или путем изменения числа ступеней насоса. Регулировать подачу насоса с помощью штуцера проще и удобнее, но способ этот имеет существенные недостатки, ограничивающие возможности широкого применения его на промыслах. Недостатки эти следующие.

1. Резко снижается кпд насоса, причем тем больше, чем больший перепад давлений на штуцере.

2. Устье скважины необходимо оборудовать арматурой повышенного давления.

3. Увеличивается осевая нагрузка на вал и рабочие колеса, в результате чего ускоряется износ деталей насоса и сокращается срок его службы.

Способ регулирования подачи насоса изменением числа ступеней насоса свободен от этих недостатков.

Эффективность погружных центробежных электронасосов значительно снижается, если в откачиваемой жидкости содержится свободный газ. Практика показывает, что при содержании газа в жидкости больше 1—2 об.%характеристика насоса резко ухудшается: снижаются напор, подача, кпд, режим работы насоса становится крайне неустойчивым. При дальнейшем увеличении содержания газа насос может выйти из строя.

Для устранения вредного влияния газа на работу погружных электронасосов (как и штанговых) их погружают ниже динамического уровня и на приеме устанавливают газосепаратор.

В зависимости от количества газа насос погружают ниже уровня на 250—350 м, а иногда и до 600 м. Недостаточная глубина погружения приводит к неустойчивой работе, снижению кпд и срыву подачи насоса.

Другой способ борьбы с вредным влиянием газа — применение газосепараторов.

Для установления и поддержания оптимальных режимов эксплуатации скважин, оборудованных электронасосами, необходимо исследовать их на приток, чтобы получить индикаторные кривые. Некоторое представление о продуктивности пласта можно получить при исследовании скважины по следующей методике. Центробежный насос при данном его состоянии и при неизмен­ном качестве подаваемой жидкости развивает на режиме нуле­вой подачи один и тот же напор. Исходя из этого, насос после спуска его в скважину и заполнения насосных труб жидкостью до устья при закрытии задвижки на выкиде разовьет напор



где h1 — расстояние от устья до статического уровня; р1 — дав­ление на выкиде насоса перед закрытой задвижкой; ρ — плотность жидкости; g— ускорение свободного падения.

Затем задвижку полностью открывают и дают насосу нор­мально работать, непрерывно замеряя дебит скважины до тех пор, пока при трех последовательных замерах не получат один и тот же результат. Это укажет на установившийся режим работы при каком-то динамическом уровне. Затем задвижку быстро закрывают и вновь замеряют давление (p2) и последнее перед этим значение дебита (Q).

Напор, создаваемый насосом в новых условиях,



где h2 — неизвестное расстояние от устья до динамического уровня, м.

Так как напор остается неизменным, то



Отсюда, зная h1 ,pl ,p2 и ρ, можно определить h2, а значит, и коэффициент продуктивности К в м3 на 1 м понижения уровня (удельный дебит):



Скважины, оборудованные центробежными электронасосами, можно исследовать также путем снятия кривых восстановления забойного давления. Для этой цели в подъемных трубах не­сколько выше насоса устанавливают специальные приспособле­ния с уплотнительным седлом для манометра. После спуска и посадки в седло клапана манометра, оборудованного специаль­ным наконечником, заглушка под действием веса манометра сдвигается.


14. Конструкция газопесочных якорей
Газопесочные якоря предназначены для отделения растворенного в нефти газа и механических примесей, содержащихся в составе скважинной жидкости. Монтируется на приеме штангового насоса.

Одна из конструкций газопесочного якоря показана на рис. 11. Этот якорь состоит из двух камер – газовой (верхней) 4 и песочной (нижней) 7, соединенных с помощью специальной муфты 5, в которой просверлены отверстия Б. В верхней камере якоря укреплена всасывающая трубка 3, а в нижней – рабочая труба 6, снабженная конической насадкой 8. Якорь присоединяется к приему насоса 1 через переводник 2, одновременно связывающий корпус якоря со всасывающей трубкой. На нижнем конце песочной камеры навинчена глухая муфта 9.

При работе насоса жидкость из скважины поступает через отверстия А в газовую камеру, где газ отделяется от нефти. Затем отсепарированная нефть через отверстия Б и рабочую трубу направляется в песочную камеру; отделившаяся от песка жидкость поднимается по кольцевому пространству в песочной камере и поступает через отверстия в специальной муфте во всасывающую трубу 3 на прием насоса.