2. Какие трубы называются прямошовными, спиралешовными?

Прямошовные трубы.

Изготавливают диаметром от 530мм до 1420мм, из листовой стали 2-мя способами: холодным формованием на прессах (прессованием) и вальцеванием (гибкой). При холодном формировании труб изготавливают U и О-образные калибры

Сварные О-образные заготовки подают в автоматическую, сварку ведут под слоем флюса, после сварки производится 100%-е дефектоскопия сварных швов. После сварки труба калибруется методом экспандирования, который заключается в расширении трубы внутренним гидравлическим давлением. Превышающим испытательное давление.

Затем проводят ультрозвуковой контроль сплошности, магнитный контроль.

Прямошовные трубы D до 530 мм изготавливают на вальцах: 3-х вальцовая, 4-х вальцовая схемы, затем производится дефектоскопия с последующим гидравлическим испытанием, затем производится ДДК, и затем производится колибровка концов труб для их округления.

Спиралешовные трубы

Изготавливают из стальной ленты путем сворачивания ее в непрерывную трубу. Спиральношовные трубы малых (до 530 мм) и средних (530—820 мм) диаметров формуют с двухсторонним сварным швом на специальном трубном стане. Стальная лента входит в формовочную машину и сворачиваясь по спирали выходит из нее в виде готовой трубы Dу 420-1420 мм.

В процессе изготавливания труб кромки под сварку обрабатывают специальными фрезерными установками, затем лист калибруется подается на вращающий стан, где производится сварка трубы, получающаяся труба бесконечной длины разрезается плазменным резаком на мерные длины по 12 м.

Прочность и надежность СШТ в частности против лавинного разрушения повышают за счет изготовления 2-х слойных СШТ.

3.Построение эпюр давления на плоскую стенку.

Строим эпюру избыточного давления.

С ила давления на 1 погонный метр:

Сила давления Р=

Геометрический смысл силы давления – объем фигуры.

4.Работа внешних сил при деформировании упругих систем (одновременное и последовательное приложение).

А = Р * ∆l

БИЛЕТ № 20

1.Стадии разработки месторождений (нефтяных)

Стадия – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей. Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости n_в, коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давление, текущий газовый фактор.

По динамике добычи нефти выделяют 4 стадии процесса разработки залежей пластового типа.

Первая стадия - освоение эксплуатационного объекта - характери­зуется: - интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост составляет примерно 1 + 2 % в год от балансовых запа­сов); - быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6- 0,8 от максимального; - резким снижением пластового давления; - небольшой обводненностью продукции n_в (обводненность про­дукции достигает 3-4 % при вязкости нефти не более 5 мПа-с и 35 % при повышенной вязкости); - достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи К_n (око­ло 10%).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности за­лежи и составляет 4-5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти T_дн (отношение среднего­дового отбора нефти к балансовым ее запасам).

Вторая стадия - поддержание высокого уровня добычи нефти характеризуется: - более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3-17 %) в течение 3 + 7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1-2 года - при повышенной вязкости; - ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резерв­ного фонда; - нарастанием обводненности продукции n_в (ежегодный рост об­водненности составляет 2 -3% при малой вязкости нефти и 7% и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65%);

- отключением небольшой части скважин из-за обводнения и пере­водом многих на механизированный способ добычи нефти; - текущим коэффициентом нефтеотдачи , составляющим к концу стадии 30 -50 %, а для месторождений с «пиком» добычи - 10 -15%.

Третья стадия - значительное снижение добычи нефти - характе­ризуется: - снижением добычи нефти (в среднем на 10 + 20 % в год при ма­ловязких нефтях и на 3 -10 % при нефтях повышенной вязкости); - темпом отбора нефти на конец стадии 1-2,5 %; - уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие об­воднения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи; - прогрессирующим обводнением продукции п_в до 80-85 % при среднем росте обводненности 7-8 % в год, причем с большей интен­сивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости; - повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи К_н на конец стадии до 50-60 %. - суммарным отбором жидкости 0,5 -1 объема от балансовых запа­сов нефти.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разра­ботки, ее главная задача - замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5-10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти Т_дн„ обычно трудно.

Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки.

Четвертая стадия - завершающая - характеризуется: - малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Т_дн ; - большими темпами отбора жидкости Т_дж ; - высокой медленно возрастающей обводненностью продукции ежегодный рост составляет около 1%); - более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4-0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1); - отбором за период стадии 10 + 20% балансовых запасов нефти. Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15 -20 лет и более.