2. Схема самотечной двухтрубной системы сбора нефти.

1-скв, 2-индивидуальное замерное устройство, 2а-групповые замерные устройства, 3-негерметичные резервуары д/сбора нефти, 4-насосы, 5—сырьевые резервуары, 6-УПН, 7-УКПГ.

Негермитизированные системы сбора используются на старых месторождениях и переводятся в наст. время на герметизированную.

Недостатики данной системы:

-до сырьевых резервуаров нефть движется самотеком и в усл. гор. Местности нужно выбирать трассу нефтепр-да; - скорость потоков нефти невелика и происходит интенсивное отложение мех. примесей, солей и парафинов в нефтепроводе, уменьшая при этом его сечение; -не обеспечивает герметичный сбор, потери нефти от испарения легких фракций достигает до 3 % от общей добычи нефти; -самотечные системы трудно поддается автоматизации, т.к нет автоматич-х режимов; -требует большее кол-во обслуживающего персонала; -увеличивает расход металлических труб.

Преимущества: +с-ма обеспечивала более точное измерение расхода нефти и газа по каждой скважине.

3. В чем разница между коэффициентами обводненности и водонасыщенности?

Водонасыщенность S_В – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы.

Обычно для нефтяных месторождений SВ = 6-35%; SН = 65-94%, в зависимости от созревания пласта.

Коэффициент обводненности - это отношение объемной доли потока вытесняющей жидкости (воды) к суммарному потоку двух фаз (нефть +вода)

(Функция Баклея-Леверетта)

к1,к2-относительные фазовые проницаемости, σ-насыщенность

Билет№4

1. Динамометрирование шсну

Метод контроля за работой глубинно-насосных скважин. Исследования проводят при установившихся режимах с целью получения индикаторной линии Q (Р) и установления зависимости дебита Q от режимных параметров установки. По результатам исследований определяют параметры пласта и устанавливают режим работы скважины.

Диаграмму нагрузки на устьевой шток в зависимости от его хода называют динамограммой, а снятие диаграммы нагрузки на полированный шток в зависимости от хода называется динамометрией ШСНУ. Она осуществляется силоизмерительным регистрирующим прибором - динамометром.

А - начало хода устьевого штока вверх; АБВ – длина хода полир щтока вверх; ВГА – ход вниз; АБ – восприятие нагрузки от веса жидкости после закрытия нагнетательного клапана, трубы сжимаются, штанги растягиваются;БВ - ход плунжера вверх;ВГ - разгрузка штанг от веса жидкости (трубы растянулись, а штанги сократились); ГА (ход плунжера вниз) - нагрузка Р_вн равна весу штанг в жидкости, а при ходе вверх Р_вв - весу штанг и весу жидкости над плунжером, l = l_тр+ l_шт – деформа­ция труб и штанг; s-перемещение; P-нагрузка.

Фактическая (пунктир) динамограмма отличается от теоретической (сплош л) и ее изучение позволяет определить максимальную и минимальную нагрузки, длины хода штока и плунжера, уяснить динамические процессы в колонне штанг, выявить отклонения от нормальной работы и ряд дефектов и неполадок в работе ШСВУ и насоса. Динамограмма, кроме того, позволяет уточнить режим откачки и по возможности его улучшить.

Динамограмма и ее интерпретация

Превышение пунктира над линией бв означает появление дополнительных нагрузок, связанных с инерцией системы и трением, этим же объясняется снижение пунктирной линии по отношению к линии га при ходе вниз.

На поверхностной динамограмме находят отражения все дефекты работы СК, главным образом удары и люфты в сочленениях шатунно-кривошипного механизма, в шпонках и зубьях редуктора.

Вследствие влияния сил инерции динамограмма ока­зывается повернутой на некоторый угол по часовой стрелке, а продольные колебания в колонне штанг вызывают волнообразное изменение нагрузки на устьевой шток.

На ней долж­ны быть зафиксированы сле­д. данные: дата динамо­гра­фи­ро­ва­ния, № скважины, № динамографа, по­ло­жение ролика между силоиз­мери­тель­ными рычагами, тип СК, длина хо­да устьевого штока, чис­ло качаний ба­лан­сира в минуту, масштаб измерения пере­мещения и т.д.

Широкое применение электронные средства контроля и диагностики нефтедобывающих скважин (СИДДОС- автоматизацияконтроля)

2. Схема герметизированной однотрубной, высоконапорной системы сбора.

Достоинства:

1. полное устарение потерь легких фракции нефти.

2. снижение металлоемкости системы

3. сокращение эксплуатационных расходов на обслуживание системы

4. возможность полной автоматизации сбора подготовки и контроля качества

5. возможность использования давления устья скважин для транспортировки скважинной продукции.

Недостатки:

1. невысокая точность измерения расхода воды и нефти по отдельным скважинам

2. преждевременное прекращение фонтанирования скважин при поддержании высокого давления на устье

существует несколько разновидностей герметичных систем сбора:

а. зависит от величины конфигурации нефт. м/я

б. зависит от рельефа местности

в. Система сбора зависит от физико химических свойств нефти и нефт. эмульсии (устанавл. подогреватели).

г. системы сбора применяемые на морском мест-ии.

Система сбора на малом мест-ии, Система сбора на большом месторождении

1-контур мест-я.; 2-выкидные линии; 3-АГЗУ; 4-ДНС; 5-УПН; 6-ТП;