госы_1 / 36
.docxБилет №36
1.Схемы оборудования устья добывающих скважин.
К оборудованию устья следует отнести привод(Станок качалку), арматуру устьевую с сальником.
Арматура устьевая АУШ-65/50г14 предназначена для герметизации устья скважин, эксплуатируемых штанговыми скважинными насосами.
Она состоит (рис. 4.45) из устьевого патрубка с отборником проб 6, угловых вентилей 5, 8, 9 и перепускного клапана 10.
Устьевая арматура типа АУШ: 1 - отверстие для проведения исследовательских работ; 2 - сальниковое устройство; 3 - трубная подвеска; 4 - устьевой патрубок; 5, 8, 9 — угловые вентили; 6 - отборник проб; 7 - быстросборная муфта; 10 - перепускной клапан; 11 - уплотнительное кольцо
Устьевой патрубок 4 имеет два отвода с угловыми вентилями 8 и 9. Угловые вентили 5 и 8 перекрывают потоки нефти. К угловому вентилю 8 крепится быстросборная муфта 7.Трубная подвеска 3, имеющая два уплотнительных кольца 11, является основным несущим звеном насосно-компрессорных труб с глубинным насосом на нижнем конце и сальниковым устройством 2 наверху. Сальник рассчитан на повышенные давления на устье скважины и обеспечивает надежное уплотнение штока при однотрубных системах сбора нефти и газа.
Корпус трубной головки имеет отверстие 1 для выполнения исследовательских работ.
Продукция скважины поступает через боковое отверстие трубной подвески. Для снижения давления в затрубном пространстве путем перепуска продукции в трубную часть предусмотрен перепускной клапан 10.
К оборудованию устья скважин эксплуатируемых ЭЦНУ относится:
- устьевая арматура для УЭЦН(с вводом под кабель)
- станция управления
- трансформатор.
2. Классификация эмульсий в зависимости от плотности сред и содержания парафинов, смол и асфальтенов.
Группа |
Эмульсионность |
Физико-химическая характеристика нефтей |
|||
Плотность, кг/м3 |
Вязкость *106, м2/с |
Содержание, % |
|
||
смол |
асфальтенов |
||||
I |
Высокоэмульсионные |
860 - 890 |
>15 |
8 – 20 |
2 - 4 |
II |
Среднеэмульсионные |
840 - 860 |
7 – 12 |
5 – 8 |
0,6 - 1,5 |
III |
Низкоэмульсионные |
700 - 840 |
4 - 8 |
до 5 |
0,7 - 1,0 |
В зависимости от соотношения смол , парафинов и асфальтенов, эмульгаторы нефтяных эмульсий могут быть условно классифицированы на 3 основных типа:
1)- асфальтеновый - >1;
2)- парафиновый - <1;
3)- смешанный =1.
3.Методы подсчета запасов нефтяного месторождения
Запасы нефти, содержащиеся в залежи, определяются на основе изучения изменений основных показателей разработки, а также физических свойств нефти, воды и породы в зависимости от снижения давления в процессе разработки залежи. Отборы нефти, растворенного газа и воды, закачка воды и газа в залежь вызывают непрерывное перераспределение флюидов вследствие изменения пластового давления. При этом, баланс между количеством УгВ, содержавшихся в залежи до начала разработки, и количеством УгВ добытых и ещё оставшихся в недрах, не нарушается.
Следовательно, подсчет запасов нефти методом материального баланса базируется на принципе сохранения материи применительно к залежам УгВ.
2) статистический метод (метод кривых)
Этот метод основан на изучении кривых падения дебита скважин. При построении различного рода кривых изучается статистический материал о добыче за прошлое время, выявляется влияние на дебит тех или иных факторов.Характер выявленных закономерностей служит основой для построения кривых и их экстраполяции для определения добычи и расчета запасов нефти.
3)объемный метод
Этот метод является основным и основан на определении массы нефти, приведенной к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов, слагающих залежи нефти или их части. Он применим для подсчета запасов нефти при любом режиме работы залежи в контуре любой категории запасов. Если внутри продуктивного пласта (горизонта) выделено два или более проницаемых пропластков (пластов), отличающихся друг от друга коллекторскими свойствами, то запасы подсчитываются по каждому их них в отдельности. Если в пределах залежи выделяется несколько категорий запасов, то запасы подсчитываются по каждой категории в отдельности. Запасы залежи в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.
Для подсчета запасов нефти применяют формулы:
Площадь нефтеносности F контролируется внешним контуром нефтеносности и границами распространения проницаемых прослоев.Контуры распространения запасов отдельных категорий переносят с подсчетных планов на карты эффективных и нефтенасыщенных толщин, на основе которых рассчитывают F и hн. Подсчетные планы составляют на основе структурной карты по кровле проницаемой части продуктивного пласта.
Эффективная нефтенасыщенная толщина определяется по данным комплекса ГИС с привлечением керна и результатов опробования скважин. По этим данным определяются положение ВНК, кондиционные значения пористости и проницаемости.