госы_1 / 24-25

ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 24

1. Достоинства газлифтной эксплуатации.

1. простота и надежность конструкции (минимальное количество подвижных и подверженных износу частей, низкая металоемкость);

2. возможность эксплуатации скважин, осложненных пескопроявлениями и высокими газовыми факторами:

3. обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 ÷1900 т/сут);

4. возможность эксплуатации в глубоких скважинах, глубина которых превышает напоры, достижимые для глубинных насосов;

5. возможность эксплуатации скважин с высокими пластовыми температурами (>150 град.целс)

6. простота регулирования режимов работы

7. расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт),

8. возможность спуска приборов на забой скважины без прекращения работы, не осложняет проведение гидродинамических исследований

9. централизованная дозировка химреагентов для борьбы с осложнениями

2. Защита трубопроводов от внешней коррозии.

Способы защиты трубопроводов от наружной коррозии подразделяются на пассивные и активные.

Пассивные способы защиты предусматривают изоляцию наружной поверхности трубы от контакта с грунтовыми водами и от блуждающих электрических токов, которая осуществляется с помощью противокоррозионных диэлектрических покрытий, обладающих водонепроницаемостью, прочным сцеплением с металлом, механической прочностью. Для изоляции промысловых трубопроводов применяют покрытие на битумной основе и на основе полимеров.

Активные способы защиты трубопроводов от наружной коррозии предусматривают создание такого электрического тока, в котором весь металл трубопровода, несмотря на неоднородность его включений, становится катодом, а анодом является дополнительно размещенный в грунте металл. Существуют два вида активной защиты трубопроводов от наружной коррозии — протекторная и катодная.

При протекторной защите рядом с трубопроводом размещают более активный металл (протектор), который соединяют с трубопроводом изолированным проводником. Протекторы изготовляют из цинка, алюминия или магниевых сплавов. При катодной защите с помощью источника постоянного тока (катодной станции) создают разность потенциалов между трубопроводом и размещенными рядом с трубопроводом кусками металла (обычно обрезки старых труб, металлолом) так, что на трубопровод подается отрицательный заряд, а на куски металла - положительный. Таким образом, дополнительно размещаемый в грунте металл как в протекторной, так и в катодной защите, является анодом и подвергается разрушению, а наружная коррозия трубопровода не происходит.

3. Технология и область применения барьерного заводнения.

Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых или нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности.

Применение барьерного заводнения обеспечивает возможность одновременного отбора нефти и газа из недр без консервации газовой шапки на длительное время, обязательной при разработке с использованием природных видов энергии или при охарактеризованных выше разновидностях заводнения. Барьерноезаводнение может сочетаться с законтурным или приконтурным, а также с использованием энергии напора пластовых вод. Наиболее эффективно его применение при относительно однородном строении и небольших углах падения пластов.

Барьерное заводнение применяют при:

Vгаз.шапки составляет более 10% от общего V резервуара залежи.

ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 25

1. Методы регулирования работы скважин с УШСН.

Технологический режим работы УСШН можно регулировать двумя способами:

1. изменение длины хода полированного штока (перемещение шатуна на кривошипе по отверстиям);

2. изменение числа качаний головки балансира, т.е. увеличение или уменьшение частоты вращения ведомого вала редуктора (смена шкивов).

Q_т= 1440•F_пл•S_пш•n – производительность УСШН.

(S_пл=S_пш)

Составляющие коэффициента подачи УСШН

η =Qф/Qт η = η₁ η₂ η₃ η₄

η₁ – коэффициент наполнения; η₁= Vж/Vсм = Vж/(Vж+Vг) = 1/(1+Vг/Vж) = 1/(1+R);

η₂ – коэффициент, учитывающий изменение хода плунжера; η₂ = Sn/S = (S- λ)/S;

η₃ – коэффициент утечек (неизбежны при работе насоса); η₄ – коэффициент усадки.

Режим откачки – режимы работы насосного оборудования, определяемый сочетанием диаметра насоса, длины хода плунжера и числом качаний, т.е. параметрами, которые можно изменять.

Классификация режимов откачки:

1. Нормальные режимы, хар-ые наибольшей длиной хода (для данного станка-качалки) и наименьшим диаметром насоса (дл хода 1,8-3 м число качаний 2-4 к/мин)

2. Режим длинноходный: наибольшая длина хода и диаметр насоса больше, а число качаний меньше, чем при нормальном режиме. (3,5 мдл хода и 6-8 к/мин)

3. режим короткоходный (длина хода 0,9-1,2 м число качаний 6-10 к/мин)

4. Быстроходные режимы: частота качаний больше, а длина хода меньше, чем при нормальном режиме (дл хода 1,2-2 м, число качаний 10,15 к/мин)

5. Тихоходный режим (дл хода 1,8-3 м, число качаний 2-4 к/мин)

1) Влияние

2) Влияние потери хода плунжера.

3) Влияние утечек.

4) Влияние усадки жидкости.

Регулирование работы скважины, оборудованной ШСНУ сводится к изменению числа двойных ходов плунжера (чрезмерное увеличение n приводит к тому, что клапаны не будут успевать нормально реагировать на изменение давления в цилиндре) и длины хода плунжера.

2. Основные факторы, вызывающие пульсацию и влияющие на их величину и частоту.

При одновременном транспорте нефти, газа и воды в однотрубной системе сбора наблюдается значительные пульсации в сборных коллекторах.

Пульсация возникает при движении газожидкостной смеси по рельефным трубопроводам, при этом газовая фаза образующаяся в верхней части трубопроводаи когда они срываются потоком жидкости, то на вхлдных сепараторах происходит резкий скачок давления (перепад Р может достигать 2 МПа).

Т.о.пульсация-переодические скачки давления.

Основными факторами, вызывающими пульсацию являются:

1. Количество и равномерность подачи в трубопровод жидкости и газа.

2. Диаметр трубопровода.

3. Рельефы местности.

При малых скоростях потока 0,1-0,3 м/сек и гористой местности возникают пульсации с большой амплитудой и малой частоты.

Пульсации могут приводить:

1) к авариям трубопроводов.

2) уносу в трубопроводы жидкости из сепаратора.

3)нарушению технологических режимов УППВ.

Для ограничения влияния пульсации на работу технологических установок перед первой ступенью сепарации на ДНС или УПН устанавливаются гасители пульсации различной конструкции.(депульсаторы)

3.Особенности геологического строения разработки нефтегазовых залежей.

Особенностью является то, что при данных начальных пластовых термобарических состояниях, система находится в перенасыщенном состоянии(т.есущечствует жидкая и газовая фаза).

Разница в начальных пластовых давлениях в разных точках пласта месторождения различается на 5-12%. В фонтанном фонде скважин осложнение- прорыв газа в систему сбора (приводит к увеличению давления в системе сбора с 15 атм до 40-60 атм) сопровождающиеся большими вибрациями, в механизированном фонде скважин – срыв подачи.

В контактных зонах на границах ГНК, благодаря отсечению газовой шапки от нефтяной перемычки 1,5-2 метра создавались условия реализации практически тех же режимов, что и в нефтяных залежах, только с осложнениями вязкостной характеристики и дебитов. Отсюда нефтегазовые залежи сложного строения требуют выделения так называемых частных технологий даже в пределах одних и тех же объектов. Пример – Лянтор, в пределах этого месторождения выделено 4 обьекта.

Осложнения – опережение выработки газа из газовой шапки. Применяют барьерное заводнение(газ.шапка отсекается барьерным рядом)

по условиям насыщения зоны (части) в НГЗ В НГЗ могут быть выделены:

1. ПГЗ - подгазовая зона в пределах внешнего контура газоносности;

2. ЧНЗ - чисто нефтяная зона между внешним контуром газоносности и внутренним контуром нефтеносности;

3. ВНЗ - водонефтяная зона между внутренним и внешним контурами нефтеносности.

Особенности разработки обусловлены:

1.фазовым состоянием системы при начальных пластовых условиях (система перенасыщена газом)

2.геологические литофациальные особенности НГЗ ( послойная и зональная неоднородность, тектоническая нарушенность,,глинизация

Перечисленные факторы определяют ряд особенностей разработки НГЗ :

1. т.к. ΔР = Р_пл^нач - Р_нас = 5 -10 ат, скважины работают при P_заб<Р_нас;

2. вокруг каждой добывающей скважины развиваются зоны разгазирования (происходит движение газонефтяной системы со снижением фазовой проницаемости по нефти);

3. отмечаются повышенные газовые факторы нефти;( для НГЗ 150-300м3/т, а в НЗ 30-90 м3/т)

4. происходит вытеснение газированной нефти водой;

5. в подгазовой зоне (ПГЗ) вскрытие пласта перфорацией предусматривает отступление от ГНК на 4-5 метров для предупреждения прорыва верхнего газа и от ВНЗ на 1.5-2 метра.

6. при прорыве воды (законтурной, подошвенной или закачиваемой) происходит трехфазная фильтрация со всеми отрицательными последствиями;

7. конечнаянефтеотдача в НГЗ при прочих равных условиях на 10-15 % ниже, чем в чисто нефтяных залежах;

8. глубинно-насосное оборудование работает в более неблагоприятных условиях по сравнению с нефтяными залежами.

9. Интервалы перфорации требуют тщательного анализа характера послойной неоднородности пласта.

10)Местоположение ГНК и ВНК может обеспечить многообразие типов НГЗ (до 12 по Самарцеву)