Технологическая схема бескомпрессорного газлифта. Внутрискважинный газлифт.

Технологическая схема бескомпрессорного газлифта. Внутрискважинный газлифт.

При бескомпрессорном газлифте природный газ под собственным давлением поступает из скважин газовых или газоконденсатных месторождений. Там же осуществляется его очистка и осушка. На нефтяном промысле иногда его только по­догревают. Если нефтяная и газовая залежи залегают на одной площади, то при достаточно высоком давлении в газовой залежи может быть организован внутрискважинный бескомпрессорный газлифт. Его отличительная особенность - поступление газа из выше- и нижезалегающего газового пласта непосредственно в нефтяной скважине.
Бескомпрессорный газлифт имеет более высокий КПД чем компрессорный. Из-за отсутствия компрессорной станции по­зволяет наиболее полно использовать энергию природного газа, но требует затрат на строительство газопроводов и установок по подготовке газа. Кроме того, необходимо обеспечить непре­рывную связь между газовым и нефтяным месторождением и обеспечить полную утилизацию попутного и природного газа

Схема открытого забоя скважины. (Г)

Экзаменационный билет № 2

 

Условия и методы притока жидкости и газа в скважине

Движение пластовой жидкости осуществляется в трех системам: пласт-скважина-коллектор.

Приток жидкости в скв. Происходит под действием разницы между пластовым и забойным давлением.

 

Оборудование устья газлифтных скважин.

Оборудование газлифтных скважин аналогично оборудованию фонтанных. На устье устанавливается упрощенная фонтанная арматура, обвязка, которая зачастую позволяет подавать газа в затрубное пространство и в НКТ.

1) Колонная головка

2) Трубная головка – для подвески фонтанных труб и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами и эксплуатационной колонной.

Состоит из:

• Крестовины

• Тройника

• Переводной катушки

3) Фонтанная елка – для направления продукции скв., регулирования отбора жидкости и газа, для проведения различных исследовательских и ремонтных работ, а так же для закрытия скв.

4) Манифольд – для обвязки устья скв.

5) Задвижки

6) Трансформатор

 

 

3. Схема закрытого забоя скважины.

Экзаменационный билет № 3

 

1. Виды и коэффициент гидродинамического несовершенства скважин.

Виды гидродинамического несовершенства скважин:

• по степени вскрытия - скважина вскрывает пласт не на всю толщину.

• по характеру вскрытия – вскрывают пласт на всю толщину, но скв. Обсажена и перфорирована.

• По степени и характеру вскрытия – вскрывают пласт не на всю толщину и скв. Обсажена и перфорирована.

Величина коэффициента зависит от степени вскрытия пласта, плотности перфорации, длины и диаметра перфорационных каналов

2. Конструкция, основные характеристики, условия работы насосных штанг.

Насосные штанги - стержень круглого поперечного сечения с высаженными концами, на которых располагается участок квадратного сечения и резьба. Резьба служит для соединения штанг с муфтами, а участок квадратного сечения используется для захвата штанги ключом при свинчивании и развинчивании резьбового соединения.

Хар-ка: такие же, как НКТ только меньшего диаметра – 16, 32 мм; они легче; полые; дина – 8-10 м; может быть добор до 2-5 м.

Назначение: Соединяют плунжер со станком качалкой.

3. Схема забоя скважины с фильтром -хвостовиком.

Экзаменационный билет № 4

 

1. Контроль и регулирования процесса разработки месторождений.

4 стадии разработки:

· 1 стадия – интенсивное разбуривание месторождения.

· 2 стадия – сохранение достигнутого наибольшего годового уровня добычи нефти.

· 3 стадия – падение добычи нефти, вследствие извлечения из недр большой части запасов.

· 4 стадия – завершает период разработки, характеризуется дальнейшем снижением добычи нефти при низких темпах разработки.

По данным контроля разработки месторождения составляют: карты разработки месторождения, карты Изобар – чтобы знать распределение давления.

 

Устройство, типы, область применения, характеристики невставных

Штанговых насосов.

Невставные насосы. Цилиндр спускается в скважину на насосных трубах без плунжера. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах. Плунжер вводится в цилиндр вместе с подвешенным к плунжеру всасывающим клапаном. Чтобы плунжер довести до цилиндра насоса без повреждений через трубы, последние должны иметь внутренний диаметр больше наружного диаметра плунжера (примерно на 6 мм). Для извлечения невставного насоса в случае замены или ремонта необходимо сначала извлечь штанги с висящим на их конце плунжером, а затем насосные трубы с висящим на их конце цилиндром насоса.

Типы:

• НН — невставные без ловителя;

• НН1 — невставные с захватным штоком;

• НН2 — невставные с ловителем.

 

3. Характеристика уравнения Дарси.

, где

Q – объемный расход жидкости,

F – поверхность фильтрации,

∆ P – перепад давления, Па

Μ – вязкость флюида, Па*с

L – путь течения флюида, м

K –коэф-т пропорциональности,

Экзаменационный билет № 5

 

1. Технологические требования к конструкции скважин. Конструкции забоев скважин.

Требования:

1) устойчивость стенок ствола скв

2) надежное разобщение пластов и пропластков

3) возможность спуска в скв. Оборудования для извлечения нефти из пласта

4) надежное сообщение скв. С разрабатываемым пластом.

Конструкция:

1) Скв. с перфорированным забоем

2)Скв. с забойным хвостовиком – для продуктивных горизонтов, представленных крепко сцементированными коллекторами.

3) Скв. с забойным фильтром – для слабосцементированных коллекторов

4) Скв. С открытым забоем – для однородных устойчивых коллекторов

 

Расшифруйте: ПЭД 14-103.

Погружной электродвигатель, мощностью 14 кВт, диаметром корпуса 103мм

 

Экзаменационный билет № 21

 

 

1. Подача ШСНУ. Факторы, влияющие на производительность.

Общее количество жидкости, которое падает насос при непрерывной работе за единицу времени, называется его производительностью. На промыслах производительность глубинных насосов подсчитывают за сутки и обычно выражают в весовых единицах, так как это удобно при сопоставлении характеристики насоса и дебита скважины.

Очевидно, что производительность насоса зависит в основном от объема, описываемого плунжером, и числа его ходов.

Фактическая производительность насоса почти всегда меньше теоретической и лишь в тех случаях, когда скважина фонтанирует через насос, его производительность может оказаться равной или большей, чем теоретическая.

Отношение фактической производительности к теоретической называется коэффициентом подачи насоса. Эта величина характеризует работу насоса в скважине и учитывает все факторы, снижающие его производительность. Работа глубинного насоса считается вполне удовлетворительной, если коэффициент подачи больше 0, 6-0, 7.

Коэффициент подачи насоса и его фактическая производительность определяются следующими факторами:

1. Влияние свободного газа.

2. Степень пригонки плунжера.

3. Износ деталей глубинного насоса.

4. Негерметичность подъемных труб.

5.Влияние удлинений насосных штанг и подъемных труб.

6. Влияние числа качаний и длины хода плунжера насоса.

 

Виды защит УЭЦН

Схема конструкции скважины.

 

Экзаменационный билет № 24

 

 

1. Динамометрирование скважин.

Измерение нагрузок на штанги, а следовательно и вся работа ШСНУ определяется с помощью прибора называется динамографом.

Динамограф – регистрирует на специальном бланке изменение нагрузки за время насосного цикла.

Диаграмму нагрузки на устьевой шток в зависимости от его хода называют динамограммой, а ее снятие динамометрирование ШСНУ.

Действующая на шток нагрузка передается через рычажную систему на мембрану и далее. В конечном на перо, которое чертит линию на бумажном бланке. Бланк закреплен на подвижном станке, который перемещается пропорционально ходу устьевого штока. В результате получается развертка нагрузки давления, в зависимости от длины хода плунжера.

Простейшая теоретическая динамограмма – это параллелограмм по оси ординат в масштабе откладываются нагрузки в точке подвески штанг, а по оси абсцисс – перемещение штока.

В реальных условиях на динамограмму влияют инерционные силы.

 

2. Назначение, принципиальное устройство наземного оборудования установки ЭЦН.

УЭЦН - предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей нефть, воду и газ, и механические примеси.

Устьевое оборудование:

• Станция управления – предназначена для спуска и остановки насоса, контроля за работой установки, а так же защиты аварий.

• Клеммная коробка – для предотвращения прохода газа по кабелю к помещению станции управления.

• Кабельные линии – для подачи переменного тока ПЭД.

• Трансформатор – для повышения напряжения.

• Обратный клапан – для выпуска газа

Подземное оборудование:

• Газосепаратор – для отделения газа от жидкости.

• Центратор – центрирует ЭЦН в скв.

• Протектор – предназ. Для защиты от попадания пластовой жидкости маслонаполненный электродвигателем, и предотвращения утечки масла при передачи вращ. от ПЭДа к насосу.

• Компенсатор – для выравнивания давления масла в двигателе с давлением жидкости в скв.

• Сливной клапан – для слива жидкости из лифта при подъеме насоса из скв.

• Обратный клапан – для предотвращения рабочих колес, насосов, под воздействием выравнивания столба жидкости в НКТ в затрубном пространстве.

• Ловитель скребка – если трос оборвался, предназначен чтобы не сбить клапан (если собьется, будет работать частично на себя).

Схема, состав УЭЦН.

Технологическая схема бескомпрессорного газлифта. Внутрискважинный газлифт.

При бескомпрессорном газлифте природный газ под собственным давлением поступает из скважин газовых или газоконденсатных месторождений. Там же осуществляется его очистка и осушка. На нефтяном промысле иногда его только по­догревают. Если нефтяная и газовая залежи залегают на одной площади, то при достаточно высоком давлении в газовой залежи может быть организован внутрискважинный бескомпрессорный газлифт. Его отличительная особенность - поступление газа из выше- и нижезалегающего газового пласта непосредственно в нефтяной скважине.
Бескомпрессорный газлифт имеет более высокий КПД чем компрессорный. Из-за отсутствия компрессорной станции по­зволяет наиболее полно использовать энергию природного газа, но требует затрат на строительство газопроводов и установок по подготовке газа. Кроме того, необходимо обеспечить непре­рывную связь между газовым и нефтяным месторождением и обеспечить полную утилизацию попутного и природного газа

Схема открытого забоя скважины. (Г)

Экзаменационный билет № 2

 

123Следующая ⇒

Поделиться: