госы_1 / 6

Билет 6

1)Метод подбора УЭЦН для нефтяных скважин.

Под подбором УЭЦН понимается определение типоразмера установки, обеспечивающей заданную добычу пластовой жидкости из скважин при оптимальных рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ, КПД и пр.)

Методика подбора основывается на следующих показателях:

• коэффициент продуктивности данной скважины (по результатам гидродинамических исследований скважины);

• данные инклинометрии;

• газовый фактор;

• давления – пластовое, давление насыщения;

• обводненности добываемой продукции;

• концентрации выносимых частиц.

При этом макс. содержание свободного газа у приема насоса не должно превышать 25 % для установок без газосепараторов, максимально допустимое давление в зоне подвески УЭЦН – не более 25 МПа, температура не более 90 ⁰С. Темп набора кривизны скважины в зоне подвески насоса не более 3 мин. на 10 м.

Методика подбора основывается на законах фильтрации пластового флюида в пласте и ПЗП, движения водо-газо-нефтяной смеси по обсадной колонне и НКТ, на зависимостях гидродинамики ЭЦН, точечные значения температуры перекачиваемой жидкости и элементов ЭЦН. Общая методика подбора выглядит след.образом:

-По ГИС, ГДИ и термодинамике пласта и ПЗП, по планируемому дебиту скв. определяют забойные величины – P, Т, обводненность и газосодержание пластового флюида.

-По законам разгазирования (тек.давления и давления насыщения, температуры, коэффициентов сжимаемости газа, нефти, воды) потока пластовой жид-ти и по законам относительного движения отдельных составляющих этого потока по обсадной колонне на участке «забой - прием насоса» определ-ся необходимая глубина спуска насоса и давление на приеме ЭЦН, обеспечивающие нормальную работу УЭЦН. При подборе глубины спуска учитываются предельно допустимые отклонения оси скважины от вертикали и темп набора кривизны (инклинометрия).

-По глубине подвески, типоразмеру обсадных колонн, НКТ и по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пласт.жид-ти и устьевым условиям определяют необходимый напор ЭЦН.

-По план.дебиту и напору делается подбор ЭЦН, рабочие харак-ки которых близки к расчетным, с учетом перевода «водяных» напорных хар-к на реальные данные пластовой жид-ти.

-По характеристикам ЭЦН подбирается соответствующий ПЭД, кабель, наземное оборудование (СУ и трансформатор).

2)Системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вблизи берега.

Сущность разработки и эксплуатации морских мест-й эстакадным способом заключается в том, что на разведанной залежи сооружают металлические или железобетонные эстакады с прилегающим им площадками для бурения и эксплуатации скважин сбора и подготовки скважин. Продукции, а также другие производственные объекты. Эстакады бывают 2-х типов:

-прибрежные расположенные вблизи берега и имеющие с ним подводную связь.

-открытые морские эстакады расположенные вдали от берега.

1-выкидные линии; 2-технологич.площадки;3-эстакада;4-АГЗУ;5-ДНС;6-установка подготовки нефти(УПН);7-газосборный коллектор;8-УКПГ(уст-ка комплексной подготовки газа);9-товарный парк;10-береговая линия

3)Основные законы фильтрации жидкости в пористой среде.

Формула Дарси:

где Кф – коэф. фильтрации – зависит как от природы пористой среды, так и от св-в фильтрующейся жидкости. Имеет размерность скорости и хар-ет скорость потока через единицу площади сечения, перпендикулярного к потоку, под действием единичного градиента напора. Применяется только для однородной ж-ти.

Для разработки месторождений наибольшее значение имеет плоскорадиальный тип течения (приток к скважине). Формула Дюпии:

где К – коэф проницаемости, который не зависит от св-в ж-ти и является динамической хар-кой только пористой среды. Размерность или 1 Д (Дарси) =1,02* .

Коэф фильтрации и проницаемости связаны м/ду собой соотношением:

Анализ:

Дебит не зависит от r, а только от депрессии . График зависимости Q от (Рис.3.4) называется индикаторной диаграммой, а сама зависимость - индикаторной. Отношение дебита к депрессии называется коэффициентом продуктивности скважины

. 3.28

2. Градиент давления и скорость обратно пропорциональны расстоянию (рис.3.5) и образуют гиперболу с резким возрастанием значений при приближении к забою.

3. Графиком зависимости р=р( r ) является логарифмическая кривая (рис.3.6), вращением которой вокруг оси скважины образуется поверхность, называемая воронкой депрессии. Отсюда, основное влияние на дебит оказывает состояние призабойной зоны, что и обеспечивает эффективность методов интенсификации притока.

4. Изобары - концентрические, цилиндрические поверхности, ортогональные траекториям.

Дебит слабо зависит от величины радиуса контура r_к для достаточно больших значений r_к /r_c, т.к. r_к /r_c входят в формулу под знаком логарифма.

По индикаторным диаграммам зависимости дебита от депрессии находят:

1. установившееся или неустановившееся движение флюида

2. коэффициент продуктивности

3. анализ движения фильтрации жидкостей и газа в скважину

4. находят потенциальный дебит данной скважины