госы_1 / 43

Билет 43

1)Классификация плунжерных глубинных насосов.

Все известные плунжерные глубинные насосы могут быть классифицированы по следующим признакам:

1. По конструкции

   1. Насосы простые (с одним плунжером постоянного диаметра).

   2. Насосы дифференциальные (с двумя и более плунжерами различных диаметров).

   3. Трубные насосы (цилиндр спускается в скважину на колонне НКТ, а плунжер - на колонне штанг).

   4. Вставные насосы (цилиндр и плунжер спускаются вместе на колонне штанг).

   5. Насосы с неподвижным цилиндром и движущимся плунжером.

   6. Насосы с движущимся цилиндром и неподвижным плунжером

2. По характеру всасывания продукции

   1. Всасывание при ходе вверх

   2. Всасывание при ходе вверх и вниз.

3. По принципу действия

   1. Одинарного действия.

   2. Двойного действия.

4. По назначению

   1. Для добычи жидкости в обычных условиях.

   2. Для добычи жидкости со значительным содержанием свободного газа.

   3. Для добычи вязких жидкостей.

   4. Для добычи больших объемов жидкости.

   5. Для добычи жидкости с содержанием механических примесей (песка).

2)Принципиальная схема гравитационного осаждения.

Рассмотрим на примере:Горизонтальный сепаратор. На рис. приведены общий вид и разрез горизонтального сепаратора, в котором частицы жидкости оседают под действием как гравитационных, так и инерционных сил. Этот сепаратор работает следующим образом.

Рис. Общий вид и разрез горизонтального сепаратора: 1 – ввод газонефтяной смеси; 2 – диспергатор; 3 – наклонные плоскости; 4 – жалюзийная насадка-каплеуловитель; 5 – перегородка для выравнивания потока газа; 6 – выход газа; 7 – люк; 8 – регулятор уровня; 9 – поплавковый уровнедержатель; 10 – сброс грязи; 11 – перегородка для предотвращения прорыва газа; 12 – сливная трубка

Нефтегазовая смесь, подаваемая в патрубок 1, вначале попадает в диспергатор газа 2, где происходит дробление (диспергирование) нефтегазовой смеси. Диспергирование нефти приводит к существенному увеличению поверхности контакта нефть-газ, в результате чего происходит интенсивное выделение газа из нефти. Однако глубокое отделение газа от нефти получается в том случае, когда выделившийся в трубопроводе газ отделяется от нефти до подхода к сепаратору. После диспергатора из газа под действием гравитационных сил значительная часть капельной нефти оседает на наклонные плоскости 3, а незначительная часть ее в виде мельчайших капелек уносится основным потоком газа. Для изменения структуры потока наклонные плоскости следует выполнять с уступами (порогами), способствующими выделению газа из жидкости.

Основной поток газа вместе с мельчайшими частицами нефти, не успевшими осесть под действием силы тяжести, встречает на своем пути жалюзийную насадку 4, в которой происходят "захват" (прилипание) капелек жидкости и дополнительное отделение их от газа; при этом образуется пленка, стекающая в поддон, из которого по трубе 12 она попадает под уровень жидкости, в сепараторе.

На рис.3.7. в верхней части сепаратора показана в увеличенном размере капелька К и действующие на нее силы, а в нижней части сепаратора – увеличенный пузырек газа П и также силы, действующие на него.

Осаждение частиц жидкости в гравитационном сепараторе происходит в основном по двум причинам.

1- Резкое снижение скорости газового потока.

2- разность плотностей газовой и жидкой фазы

Для эффективной сепарации необходимо, чтобы скорость движения газового потока была меньше скорости осаждения.

ω_г<ω_частиц

При расчете принимаются следующие допущения

1- Частица жидкости имеет форму шара на который действуют две силы

1- Частица жидкости имеет форму шара на который действуют две силы

R

mg

2- На движение частицы не оказывает влияние другие частицы

3-Сила сопротивления уравновешивает силу тяжести и частица движется с постоянной скоростью осаждения

Режим движения частицы

1- Re < 2 –Ламинарный режим осаждения Сам эффективный режим

ωч=	dч^2(ρч-ρс)g
	18μc

3)Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений.

Контроль за разработкой нефтяных залежей осуществляется в целях:

- оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению;

- получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совер¬шенствованию.

Контроль включает в себя следующие методы:

1.Промысловые методы контроля (контроль за динамикой дебитов, фонда скважин, текущими показателями, процессами обводнения скважин, за темпом разрботки, стадийностью разработки, за накопленными показателями, накопленной компенсацией, эфф-тью ГТМ, текущей нефтеотдачи

2.Геофизические (за работающими интервалами, за источниками обводнения, тех.состоянием скважин, качеством цементнго камня, за интервалами обводнения, за начальной и текущей нефтенасыщенностями, за распределением коллекторов в объеме объекта разработки, за эфф-тью ГТМ)

3.Гидродинамические (за самоочисткой ПЗП, за динамикой к-тов продуктивности, за распределением Кпр по площади разбуренного ОР, за динамикой Кпр при различных ОПЗ)

4.Физико-химические (определение источников обводнения, контроль за проведением трассерных исследований – закачка красителей, за работой пластов в едином фильтре методами фотоколориметрии нефтей – по к-ту светопоглощения)