Как проводиться испытание трубопровода на герметичность и прочность 7
Перед вводом в эксплуатацию участок трубопровода или весь трубопровод должен подвергаться очистке полости и испытаниям на прочность и герметичность.
Продувка и испытание трубопроводов сероводородсодержащим газом запрещаются.
Пневматические испытания трубопроводов должны проводиться воздухом или инертным газом, пневматические испытания трубопроводов, ранее транспортировавших углеводородные взрывоопасные среды, - инертным газом.
Периодические испытания трубопроводов на прочность и герметичность необходимо проводить, как правило, во время проведения ревизии трубопроводов
При обнаружении участков изоляции, пропитанной горючим веществом, необходимо принять меры по предотвращению ее самовоспламенения (снять пропитанную изоляцию, подвести водяной пар
Вдоль трассы подземного трубопровода сжиженного газа должны быть установлены опознавательные знаки через 50 м на прямых участках трубопровода и на каждом его повороте
Подвод пара к трубопроводам сжиженного газа для продувки их должен производиться с помощью съемных участков трубопроводов или гибких шлангов, с установкой запорной арматуры с обеих сторон съемного участка. По окончании продувки эти участки трубопроводов или шланги должны быть сняты, а на запорной арматуре установлены заглушки
Чем и как должно быть оборудовано устье скважины при эксплуатации ее штанговыми насосами
Устье скважины оборудуется запорной арматурой и сальниковым устройством для герметизации штока.
Обвязка устья скважины должна позволять смену набивки сальника полированного штока при наличии давления в скважине, замер устьевого давления и температуры.
19 билет
1. Газонапорный режим (или режим газовой шапки) - режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта
Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6.
Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагнетается с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи
2. Два канала, необходимых для работы газлифтной скважины в реальных условиях, создаются двумя рядами концентрично расположенных труб, т. е. спуском в скважину первого (внешнего) и второго (внутреннего) рядов труб. Внешний ряд труб большего диаметра (обычно 73 - 102 мм) спускается первым. Внутренний, меньшего диаметра (обычно 48, 60, 73 мм) спускается вторым внутрь первого ряда. Образуется так называемый двухрядный подъемник, в котором, как правило, сжатый газ подается в межтрубное пространство между первым и вторым рядами труб, а ГЖС поднимается по внутреннему, второму ряду труб (рис. 9.2, а). Первый ряд труб обычно спускается до интервала перфорации, а второй под динамический уровень
а - двухрядный подъемник; б - полуторарядныи подъемник; в - однорядный подъемник; г - однорядный подъемник с рабочим отверстием на глубину, соответствующую рабочему давлению газа Преимущества. · простота конструкции (в скважине нет насосов); · расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт), обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 ÷1900 т/сут.); · возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном обводнении и большом содержании песка, простота регулирования дебита скважин. Недостатки. большие капитальные затраты; низкий КПД; повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников; быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации.
3. Коррозия – это процесс разрушения металлов под воздействием электрохимических или химических факторов окружающей среды. В зависимости от условий протекания коррозия труб бесшовных горячедеформированных бывает газовая (протекает в присутствии газов при высокой температуре), неэлектролитическая (сталь в бензине), атмосферная (металлические детали и конструкции на воздухе), электролитическая (в жидкой среде под воздействием электрического тока), почвенная (разрушение металлических труб , толстостенных стальных труб под землей), электрокоррозия (под воздействием внешних токов), контактная (разные виды металлов в электролите) структурная (неоднородные по структуре металлы, например чугун и графит в растворе серной кислоты) коррозия напряжения (снижение выносливости металла, вызывающее так называемую коррозионную усталость) коррозия трения (вращающиеся детали машин в морской воде) щелевая коррозия (протекает в зазорах между деталями механизмов) биокоррозия (под воздействием микроорганизмов и биологических факторов) 4) выход на диспетчерский пункт.
Билет №20
1. Режим растворенного газа - режим работы залежи, при котором нефть продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, т.е. к забоям скважин, увлекая с собой и нефть.
Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0,2-0,4.
2. При газлифтной эксплуатации недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности.
Если притекающую пластовую энергию, характеризуемую газовым фактором, дополняют энергией газа, закачиваемого в скважину с поверхности, происходит искусственное фонтанирование, которое называется газлифтным подъемом, а способ эксплуатации – газлифтным (компрессорный)
Область применения газлифта
-высокодебитные скважины с большими забойными давлениями,
- скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения,
-песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.).
Принцип действия газлифта
В скважину опускают два ряда насосных труб.
По затрубному пространству между наружной(воздушной) и внутренней (подъемной) трубами подают под давлением газ или воздух. Подъемная труба короче воздушной.
По воздушной трубе в скважину под давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей.
более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора.
Подъемники кольцевой системы:
а – двухрядный; б – полуторорядный; в – однорядный
Достоинства газлифтного метода:
. · простота конструкции (в скважине нет насосов);
· расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт),
обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 ÷1900 т/сут.);
· возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном обводнении и большом содержании песка, простота регулирования дебита скважин
Недостатки газлифтного метода:
большие капитальные затраты;
низкий КПД;
повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников;
быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации.
В конечном счете, себестоимость добычи 1 т нефти при газлифтном методе ниже за счет низких эксплуатационных расходов, поэтому он перспективен.