госы_1 / 4

Билет 4

1)Технология проведения и назначение динамометрирования УШСН.

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 однотрубной системы сбора нефти.

При однотрубной системе сбора на замерных установках после замера газа и нефти,они подаются в одну трубу ,по которой поток подается на ДНС

Преимущества:

1)небольшие потери(0,02% от добычи)

2)небольшие капиталовложения

3)возможность полной атоматизации,что приводит к уменьшению экспл.затрат

4) возможность использования давления устья скважин для транспортировки скважинной продукции.

Недостатки:

1)неточные замеры кол-ва газа

2)скв.раньше переходят на механиз. способ добычи

Виды систем сбора:

1)в зависимости от конфигурации:

1-выкидные линии

2-АГЗУ

3-сборный коллектор

4-ДНС

5-устн-ка подготовки нефти(УПН)

6-газовый коллектор

7-уст-ка комплексной подготовки газа(УКПГ)

8-товарный парк

2)системы сбора,зависящие от физико-хим.св-в нефти(вязкость и плотность нефти)

1)для высоковязких нефтей на сборных коллекторах(после АГЗУ)устанавл.путевые подогреватели

2)на маленьких мест-иях с целью перекачки нефти,внутри линий устанавл. греющий кабель

3)в зависимости от рельефа местности

В горной местности в высших точках трубопровода образуется газовая шапка. Для предотвращения образования г.ш. в трубопроводе исп-ся сл. Приемы:

А)прокладываются 2 параллельные трубопровода меньшего диаметра,поперечное сечение которых=сборному коллектору

Б)установка инжектора после максимальной точки трубопровода

4)системы сборан а морских месторождениях:

1)вблизи от берега

мс

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

2)вдали от берега:

3)Влияние анизотропии коллектора на образование конусов подошвенной воды.

Конусообразование происходит за счет подтягивая подошвенной воды к забоям добывающих скважин по мере ее эксплуатации. При повышение дебита скважины над предельным путем создания повышенной депрессии вероятность подтягивая конуса подошвенных под увеличивается.

С уменьшением вертикальной проницаемости k_в или параметра анизотропии n Q_пр уменьшается. Это означает, что уменьшение доли дебита за счет подтока из невскрытой части пласта происходит в результате ухудшения вертикальной проницаемости пласта.

Горные породы необходимо разделять по ориентированности изменения их характеристик в пространстве. С этой позиции выделяют изотропные и анизотропные тела. Изотропия - это независимость изменения физических параметров от направления, анизотропия - это различные изменения по отдельным направлениямОднородный изотропный пласт – равенство проницаемости по трем взаимно перпендикулярным направлениям: Кх=Ку=Кz. Для однородного анизотропного Кх=Ку=Кг; Кz=Кв не равно Кг.

c*=Ö(Кг\Кв) – коэффициент анизотропии.

Для большинства поровых коллекторов коэффициент анизотропии больше 1 (c^¯>1), т.к. проницаемость по горизонтали К_г больше, чем проницаемость по вертикали К_в т.е. К_г> К_в. Следовательно, наличие непроницаемых или малопроницаемых пропластков затрудняет вертикальное движение воды и газа, и тем самым можно сделать вывод - чем больше анизотропия пласта, тем меньше конусообразование.