Список вопросов/ответов по курсу ттнд специальности 130503. 4-нт-7

1. Общая схема комплекса оборудования для добычи нефти и газа.

Схема технологического комплекса для добычи нефти и газа.

При добыче нефти и газа используются следующие типы оборудования:

1. Оборудование для подъёма пластовой продукции.

2. Оборудование для сбора, транспорта, подготовки и хранения пластовой продукции.

3. Оборудование для поддержки пластового давления. Воздействовать на пласт можно не только с помощью поддержания пластового давления, но и другими способами, такими как, например, гидроразрыв, тепловое воздействие и так далее,поэтому этот тип оборудования можно также назвать оборудованием для воздействия на пласт в целом и на призабойную зону.

4. Оборудование для ремонта. Ремонт скважины бывает двух видов: подземный ремонт скважин, при котором используется подземное оборудование, и капитальный ремонт скважин, который проводится при авариях, а так же используется при вмешательстве в ствол скважины.

Общая классификация оборудования для подъёма пластовой продукции.

1. Оборудование для фонтанной эксплуатации скважины.

2. Оборудование для газлифта.

3. Погружные насосы:

a. Погружные центробежные электронасосы (УПЦЭН).

b. Погружные винтовые электронасосы (УПВЭН).

c. Погружные диафрагменные электронасосы (УПДЭН).

d. Гидропоршневые электронасосы (УГПН).

e. Турбонасосы.

f. Вибронасосы.

g. Струйные насосы.

h. Другие.

4. Штанговые насосы:

a. Штанговые скважинные насосные установки (ШНСУ).

b. Винтовые насосы с поверхностным приводом.

5. Общее оборудование:

a. Насосно-компрессорные трубы.

b. Пакеры.

2. Пескоструйная перфорация скважин. Определение давления и расчет НКТ.

При гидропескоструйной перфорации разрушение преграды происходит в результате использования абразивного и гидромониторного эффектов высокоскоростных песчано-жидкостных струй, вылетающих из насадок специального аппарата - пескоструйного перфоратора, прикрепленного к нижнему концу насосно-компрессорных труб. Песчано-жидкостная смесь закачивается в НКТ насосными агрегатами высокого давления, смонтированными на шасси тяжелых автомашин, поднимается из скважины на поверхность по кольцевому пространству. Это сравнительно новый метод вскрытия пласта. В настоящее время ежегодно обрабатываются около 1500 скважин этим методом. Область и масштабы применения гидропескоструйного метода обработки скважин постоянно расширяются, и кроме вскрытия пласта он нашел применение при капитальных ремонтах, вырезке колонн и в сочетании с другими методами воздействия.

При гидропескоструйной перфорации (ГПП) создание отверстий в колонне, цементном камне и канала в породе достигается приданием песчано-жидкостной струе очень большой скорости, достигающей нескольких сотен метров в секунду. Перепад давления при этом составляет 15 - 30 МПа. В породе вымывается каверна грушеобразной формы, обращенной узким конусом к перфорационному отверстию в колонне. Размеры каверны зависят от прочности горных пород, продолжительности воздействия и мощности песчано-жидкостной струи. При стендовых испытаниях были получены каналы до 0,5 м.

Размеры канала увеличиваются сначала быстро и затем стабилизируются в результате уменьшения скорости струи в канале и поглощения энергии встречным потоком жидкости, выходящей из канала через перфорационное отверстие.

Стендовые испытания ГПП, проведенные ВНИИ, позволили установить соотношения между параметрами процесса (рис. 4.9), необходимые для его проектирования. Результаты, приведенные на рис. 4.9, получены при разрушении цементных блоков, утопленной под уровень жидкости струей водопесчаной смеси. Время воздействия на преграду не должно превышать 15 - 20 мин, так как при более продолжительном воздействии каналы не увеличиваются.

Рис. 4.9. Зависимость расхода водопесчаной смеси qж и глубины образующихся каналов lк

от перепада давления ΔР в насадке для трех ее диаметров 3; 4,5 и 6 мм:

1 - qж = f (ΔР) для d = 6 мм; 2 - qж = f (ΔР) для d = 4,5 мм; 3 - qж = f (ΔР) для d = 3 мм;

4 - lк = f (ΔР) для d = 6 мм; 5 - lк = f (ΔР) для d = 4,5 мм; 6 - lк = f (ΔР) для d = 3 мм;

Рис. 4.10. Аппарат для пескоструйной перфорации АП-6М:

1 - корпус. 2 - шар опрессовочного клапана; 3 - узел насадки; 4 - заглушка;

5 - шар клапана; 6 - хвостовик; 7 - центратор

Перфорация производится пескоструйным аппаратом, спускаемым на насосно-компрессорных трубах. Аппарат АП-6М конструкции ВНИИ (рис. 4.10) имеет шесть боковых отверстий, в которые ввинчиваются шесть насадок для одновременного создания шести перфорационных каналов. При малой подаче насосных агрегатов часть отверстий может быть заглушена пробками. Насадки в стальной оправе изготавливаются из твердых сплавов, устойчивых против износа водопесчаной смесью, трех стандартных диаметров 3; 4, 5 и 6 мм.

Насадки диаметром 3 мм применяются для вырезки прихваченных труб в обсаженной скважине, когда глубина резания должна быть минимальной. Насадки диаметром 4,5 мм используются для перфорации обсадных колонн, а также при других работах, когда возможный расход жидкости ограничен. Насадки диаметром 6 мм применяют для получения максимальной глубины каналов и при ограничении процесса по давлению.

3. Определение полезной мощности ЭЦН и выбор электродвигателя (см. вопр.5).

4. Приток жидкости к скважине, воронка депрессии.

При отборе жидкости (газа) из скважины в пласте двигаются (фильтруются) пластовые флюиды. Движение флюидов в пласте проходит по радиальным направлениям. Если жидкость движется к центру скважины (отбирается из потока), то это - сток - добывающая, эксплуатационная скважина. Если жидкость движется в обратном направлении (добавляется к потоку), это - источник - нагнетательная скважина.

По мере приближения к скважине при условии постоянной величины отбора продукции из скважины, постоянной толщины и однородной проницаемости, скорости фильтрации (движения) флюидов возрастает, достигая максимума у стенки скважины.

Как правило скважины не бывают гидродинамически совершёнными. Так, в некоторых скважинах вскрывают только часть толщины пласта, и если пласт не крепят обсадной колонной, то такие скважины являются несовершёнными по степени вскрытия.

В большинстве скважин пласт вскрывают на всю его толщину, но сообщение скважины с пластом осуществляется через ограниченное число отверстий в обсадной колонне. Такие скважины несовершенны по характеру вскрытия. Чаще всего в производственной практике скважины по степени и характеру вскрытия одновременно.

Очевидно, что любое несовершенство скважин приводит к возникновению дополнительных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта вследствие отклонения течения жидкостей (газа) от плоскорадиального потока и разного возрастания скорости их течения у перфорационных отверстий.

Отношение дебита Q несовершенной скважины к дебиту Q совершенной скважиной называют коэффициентом совершенства ф:

Коэффициент ф характеризует состояние ПЗП при соответствующей технике и технологии вскрытия пласта бурением (первичное и перфорацией (вторичное)).

Вокруг каждой работающей скважины в процессе бурения, эксплуатации образуется воронка:

депрессии - в добывающей, эксплуатационной;

репрессии - в нагнетательной.

Депрессионная воронка - это поверхность, образованная логарифмической кривой распределения давления вокруг оси скважины.

В пределах воронки депрессии градиенты давления, а значит и расходы энергии на единицу длины пути резко возрастают по мере приближения к скважине. Значительная доля перепада давления в пласте расходуется в непосредственной близости от скважины. По мере удаления от скважины кривые градиентов давления значительно выравниваются, что указывает на резкое уменьшение скорости фильтрации с удалением от скважины.

5. Определение необходимого напора ЭЦН по параметрам скважины.

Необходимый напор определяется из уравнения условной характеристики скважины:

,

где hст - статический уровень жидкости в скважине, м; Δh - депрессия, м; hтр - потери напора на трение в трубах; hг - разность геодезических отметок сепаратора и устья скважины; hc - потери напора в сепараторе.

Депрессия определяется при показателе степени уравнения притока, равном единице:

,

где К - коэффициент продуктивности скважины, м³/сут·МПа; ρж - плотность жидкости, кг/м³; g = 9,81 м/с².

Потери напора на трение в трубах, м, определяются по формуле

, (3.5)

где L глубина спуска насоса, м,

; (3.6)

h - глубина погружения насоса под динамический уровень; l - расстояние от скважины до сепаратора, м; λ - коэффи­циент гидравлического сопротивления,

Коэффициент λ определяют в зависимости от числа Re и относительной гладкости труб Ks:

, (3.7)

где ν - кинематическая вязкость жидкости, м²/с;

, (3.8)

где Δ - шероховатость стенок труб, принимаемая для неза­грязненных отложениями солей и парафина труб равной 0,1 мм.

Способом определения λ является вычисление ее по числу Рейнольдса, независимо от шероховатости:

, если Re < 2300 (3.9)

, если Re > 2300 (3.10)

Потери напора на преодоление давления в сепараторе

, (3.11)

где Pc - избыточное давление в сепараторе.

Подставляя вычисленные значения Δh, hтр и hc и наперед заданные hст и hг в формулу (3.3), найдем величину необходимого напора для данной скважины.

При этом необходимо иметь в виду, что в соответ­ствии с характеристикой ЭЦН напор насоса увеличивается при уменьшении подачи, а КПД имеет ярко выраженный мак­симум.

Рабочая область - макс.КПД ±10%. Нельзя выходить за переделы рабочей области: если будет ниже - насос сгорит, если выше - сгорит или захлебнется.

Параметры входящие в рабочую характеристику ЭЦН.

1.Подача(м³/сут)

2.Напор,м

3.КПД,%

4.Число ступеней

5.Масса, кг