Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Івано-Франківський національний технічний
університет нафти і газу
Федорович Я.Т., Джус А.П.
нафтогазопромислові МАШИНИ і КОМПЛЕКСИ
Практикум
2009
Міністерство освіти і науки України
Івано-Франківський національний технічний
університет нафти і газу
Федорович Я.Т., Джус А.П.
нафтогазопромислові МАШИНИ і КОМПЛЕКСИ
Практикум
Для студентів спеціальності
“обладнання нафтових і газових промислів”
Рекомендовано
методичною радою університету
Івано-Франківськ
2009
МВ 02070855-2275-2008
Федорович Я.Т., Джус А.П. Нафтогазопромислові машини і комплекси. Практикум – Івано-Франківськ: Факел, 2009. – 60 с.
Практикум містить методичні вказівки для проведення практичних занять з дисципліни „Нафтогазопромислові машини і комплекси”. Розроблений у відповідності з чинним в Івано-Франківському національному технічному університеті нафти і газу навчальним планом підготовки спеціалістів спеціальності “Обладнання нафтових і газових промислів” (спеціалізація „Експлуатація нафтогазопромислового обладнання”). Може бути використаний студентами денної та заочної форм навчання.
Рецензент доцент кафедри
нафтогазового обладнання
ІФНТУНГ, канд. техн. наук Костриба І. В.
© Федорович Я.Т., Джус А.П., 2009
ЗМІСТ
|
Практичне заняття № 1……………………………….. Вивчення конструкцій та розрахунок обладнання для нагнітання води в пласт з метою підтримання пластового тиску |
5 |
|
Практичне заняття № 2…………..…………..……….. Вивчення конструкції та вибір обладнання для гідравлічного розриву пласта |
14 |
|
Практичне заняття № 3……………………………….. Вибір схеми та обладнання для збору і підготовки до транспортування нафти, газу і води |
25 |
|
Практичне заняття № 4……………………………….. Вивчення конструкцій та розрахунок нафтогазосепара-торів |
33 |
|
Практичне заняття № 5……………………………….. Підсумкове практичне заняття (ділова гра) |
41 |
|
Додатки |
53 |
|
|
Практичне заняття № 1
ВИВЧЕННЯ КОНСТРУКЦІЙ ТА РОЗРАХУНОК ОБЛАДНАННЯ ДЛЯ НАГНІТАННЯ ВОДИ В ПЛАСТ З МЕТОЮ ПІДТРИМАННЯ ПЛАСТОВОГО ТИСКУ
1sМета заняття
1.1оВивчення схеми, конструкції та принципу роботи обладнання для нагнітання води в пласт з метою підтримання пластового тиску (ППТ).
1.2оНабуття практичних навиків по вибору параметрів обладнання для конкретних умов та перевірці його працездатності.
2.1оДля проведення заняття використовуються плакати та альбом конструкцій бурового і нафтогазопромислового обладнання та індивідуальне завдання, що видається сту-денту.
2.2оТривалість заняття – 4 години.
3.1оПри підготовці до заняття студенти повинні вивчити теоретичний матеріал згідно рекомендованої літератури, кон-спекту лекцій і даних методичних вказівок.
3.2оПісля ознайомлення з метою заняття студенти приступають до самостійного виконання практичного заняття (розділ 6). Для цього потрібно використати вихідні дані по системі ППТ (табл. 1.1) та методичні рекомендації (розділ 5).
При розробці нафтових родовищ використовують різні методи для поповнення витраченого запасу пластової енергії. Методи в більшості випадків розраховані на підтримання пластового тиску. Найбільш ефективним методом забезпе-чення високих коефіцієнтів нафтовіддачі при високих темпах відбору нафти і газу є штучне підтримання пластової енергії шляхом закачування води і газу в продуктивні пласти. Для закачування води в пласт використовується комплекс споруд, до яких входять кущові насосні станції (КНС) або блокові кущові насосні станції (БКНС), водорозподільні пункти, водо-води високого тиску від КНС до нагнітальних свердловин і нагнітальні свердловини.
КНС призначенні для створення необхідного напору і закачування води через нагнітальні свердловини в продуктивні горизонти з метою ППТ. Вода нагнітається в пласт під тиском 10 - 20 МПа за допомогою відцентрових насосів типу ЦНС.
Найбільш часто використовують насоси марок ЦНС 180-1050, ЦНС 180-1422 і ЦНС 180-1900, а також ЦНС 63-1100, ЦНС 63-1400, ЦНС 90-1100 і ЦНС 90-1400.
На нафтових родовищах КНС споруджують в капітальному і блоковому виконаннях (БКНС).
В комплект БКНС входять наступні блоки:
насосний блок;
блок напірної гребінки;
блок низьковольтної апаратури;
блок дренажних насосів.
БКНС в основному комплектуються електронасосними агрегатами типу ЦНС 180-1 або ЦНС 180 М.
Електронасосний агрегат типу ЦНС 180-1 призначений для закачування в нафтоносні пласти чистої води, нафтопро-мислових вод без вмісту сірководню, вмістом механічних до-мішок не більше 0,1% по вазі і розміром твердих частин не більше 0,1 мм.
Електронасосний агрегат типу ЦНС 180 М призначе-ний для закачування в нафтоносні пласти агресивних нафтопромислових вод, в тому числі сірководневих, які містять сірководню до 300 мг/л, вмістом механічних домішок не більше 0,1% по вазі і розміром твердих частин не більше 0,2 мм.
Блок напірної гребінки призначений для розподілу води від насосних агрегатів по напірних трубопроводах системи за-воднення, обліку їх кількості та реєстрації тиску.
Блок низьковольтної апаратури призначений для розмі-щення електротехнічного обладнання, розподілу електроенер-гії до допоміжного обладнання, розміщення засобів контро-лю, автоматики, дистанційного автоматичного контролю і управління насосним блоком та аварійно-попереджувальною сигналізацією.
Блок дренажних насосів призначений для забезпечення роботи системи охолодження електродвигунів основних насо-сів (при замкнутому циклі вентиляції) і збору втрат рідини, що перекачується.
Водорозподільні блоки призначені для скорочення про-тяжності високонапірних водоводів, які прокладаються від КНС до нагнітальних свердловин. На них розміщують засув-ки і витратоміри для заміру витрат води, яка закачується в нагнітальні свердловини.
|
1 - запасні резервуари; 2, 3, 4, 5, 15, 19, 20, 21, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29 - засувки; 6 - фільтр; 7 - електродвигун; 8 - насос ЦНС ; 9, 16 - зворотний клапан; 10 – електро-привідна засувка; 11 - регулювальний кутовий вентиль; 12 - діафрагма; 13 - запірний кутовий вентиль; 14 – резер-вуар стічних вод; 22 - зворотний клапан; 30 – експлу-атаційна колона; 31 - колона НКТ; 32 - пакер; 33, 34, 35 - манометри. Рисунок 1.1 - Схема обладнання системи ППТ |
Високонапірні водоводи призначені для транспортування води від КНС до нагнітальних свердловин, через які вода за-качується в нафтоносні або водоносні горизонти. Протяжність цих водоводів залежить від прийнятої системи розподілу води по свердловинах, кількості нагнітальних свердловин і відстані між ними, а також кількості КНС в системі заводнення.
|
1 – напірна кришка; 2 – втулка п’яти; 3 – розванта-жувальний диск; 4 - корпус заднього кінцевого ущіль-нення; 5 – втулка ущільнення; 6 – кришка задня; 7 – на-бивка плетена АГ-13х13; 8 - букса. Рисунок 1.2 – Вузол гідророзвантажування із кінце-вим сальниковим ущільненням насоса типу ЦНС 180 М |
Діаметр водоводів визначають розрахунковим методом із врахуванням витрат води по трубопроводу на даній ділянці і допустимої втрати напору. Розрахункові швидкості руху води в трубах при закачуванні приймають в межах 0,8-1,5 м/с, причому менші значення беруть для труб малого діаметра (80-150 мм). Загальні втрати напору в системі водоводів на ділянках від КНС до найбільш віддалених нагнітальних свер-дловин приймають не більше 3-5 % від тиску нагнітання води.
Обладнання і конструкція нагнітальної свердловини по-винні забезпечувати надійну герметизацію устя і колони обсадних труб, підвішування насосно-компресорних труб, попередження проникнення стічних вод в прісні водоносні горизонти і можливість проведення комплексу дослідних робіт і робіт по відновленню приймальності свердловини.
5sМетодичні рекомендації
5.1оДобова подача води в нагнітальну свердловину
, (1.1)
де - коефіцієнт приймальності пласта нагнітальної свердловини, м3/(добаМПа);
- тиск на вибої нагнітальної свердловини, МПа;
- середній пластовий тиск в зоні нагнітання води, МПа.
5.2оТиск на усті нагнітальної свердловини
, (1.2)
де - тиск на вибої нагнітальної свердловини;
- гідростатичний тиск води в свердловині;
- втрати тиску при переміщенні води в колоні труб від устя до вибою свердловини.
5.3оВ загальному випадку втрати тиску при переміщенні рідин в трубах визначають за формулою Дарсі -Вейсбаха
Па, (1.3)
де - коефіцієнт гідравлічного тертя; для води, що закачується в пласт ;
- швидкість руху рідини в трубах, м/с;
- внутрішній діаметр труб, м;
- довжина трубопроводу, м;
- густина води, кг/м3.
5.4оСумарні втрати тиску (напору) гідравлічного тракту насос - устя нагнітальної свердловини визначаються як
, (1.4)
де - втрати тиску при переміщенні води в трубах від насоса до устя нагнітальної свердловини;
- втрати тиску зумовлені різницею геодезичних відміток устя свердловини і силової групи станції;
- втрати тиску в місцевих опорах.
5.5оТиск гідравлічного випробовування (опресування) високонапірних заглиблених трубопроводів, що розміщені за межами приміщень насосних станцій
, (1.5)
де - робочий тиск в трубопроводі.
5.6оУмова міцності високонапірного трубопроводу, що знаходиться під дією внутрішнього тиску
, (1.6)
де - тиск в трубопроводі при випробуванні, МПа;
- внутрішній діаметр труби, м;
- товщина стінки труби, м;
- напруження в тонкостінній трубі, МПа;
- границя міцності сталі на розрив, МПа (для сталііі20 = 420 МПа).
5.7оВитрата води через гідродинамічне ущільнення вала насоса типу ЦНС 180
, (1.7)
де - коефіцієнт витрат (приймається рівним 0,431);
- площа щілини в площині перпендикулярній до осі вала насоса, м2;
- перепад напору в щілині гідродинамічного ущільнення, м.
Зовнішній діаметр захисної втулки, встановленої на ва-лу насоса (рис. 1.2) в зоні гідравлічного ущільнення прийняти рівним 120 мм.
5.8оКорисна потужність насоса
, (1.8)
де - напір, який розвиває насос, м;
- подача насоса, м3/с;
- густина води, кг/м3;
- прискорення вільного падіння, м/с2.
5.9оСпоживана насосом потужність
, (1.9)
де - ККД насоса.
6.1 Згідно варіанту, погодженого з викладачем, вибрати та проаналізувати вихідні дані (табл. 1.1).
6.2оПобудувати графік приймальності (залежності темпу нагнітання води від депресії на пласт) нагнітальної свердловини в інтервалі темпів нагнітання (400-1000) м3/добу. Проаналізувати його.
6.3оПідібрати обладнання системи ППТ в такій послідовності:
6.3.1оВизначити тиск на вибої нагнітальної свердловини.
6.3.2оВизначити тиск на усті нагнітальної свердловини.
6.3.3оВизначити сумарні втрати тиску (напору) гідравлічного тракту насос - устя нагнітальної свердловини, якщо втрати в блоці напірної гребінки складають 0,3 МПа. Втратами тиску в обв’язці нагнітальної арматури знехтувати.
6.3.4оВизначити необхідний напір насоса для забезпе-чення заданих умов експлуатації.
6.3.5оБеручи до уваги робочу характеристику насосів типу ЦНС-180 подану в додатку А, вибрати насос та встановити необхідну кількість.
6.3.6оВизначити необхідну потужність привідних двигу-нів відцентрових насосів.
6.3.7оПідібрати діаметр та товщину стінки високонапір-ного трубопроводу і перевірити його на міцність при тиску випробовування.
6.4оНа основі попередньо проведених розрахунків зари-сувати схему обладнання системи ППТ.
6.5оВивчити конструкцію і принцип роботи комбінова-ного ущільнення та вузла розвантаження осьового зусилля насоса типу ЦНС 180 (рис. 1.2).
6.6оПобудувати графік залежності витрат води через щі-лину гідродинамічного ущільнення від радіального зазору в щілині, якщо тиск відповідно до і після гідродинамічного ущільнення складає 3 і 0,2 МПа. Радіальний зазор в щілині прийняти в межах від 0,1 мм до 0,5 мм. Зробити відповідні висновки.
7sПитання для самоконтролю
7.1оОпишіть призначення кожного з наведених у підри-сункових написах (рис.1.1) елементів схеми.
7.2оНазвіть, які технологічні операції здійснюються при закритому і відкритому вентилі 13 (рис.1.1).
7.3оЯка причина виникнення осьової сили при роботі відцентрового насоса типу ЦНС?
7.4оЯк визначається корисна потужність насоса типу ЦНС?
7.5оЯк визначається кількість води, яка відводиться з ка-мери кільцевого ущільнення вала насоса типу ЦНС 180?
7.6оЯк визначаються абсолютні та відносні втрати напо-ру у високонапірному водоводі?
7.7оЯка мета гідравлічного розрахунку водоводу?
7.8оЯк проводиться розрахунок високонапірного водо-воду на міцність?
8sПерелік рекомендованих джерел
8.1оБеззубов А.В.,Шаров В.Н., Дубовой В.Н. Машинист насосной станции по закачке рабочего агента в пласт. – М.: Недра, 1988.- 175с.
8.2оНефтепромысловое оборудование. Справочник. Под ред. Е.И. Бухаленко. – М.: Недра, 1990.- 559с.
8.3оАгрегат насосного типа ЦНС-180. Паспорт. 59с.
8.4оКостриба І.В. Нафтопромислове обладнання. Задачі, вправи. Навчальний посібник. – Київ, 1996.– 432с.
8.5оИвановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Пекин С.С. Оборудование для добычи нефти и газа: В 2 ч. – М: ГПУ Изд-во “Нефть и газ” РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. – Ч. 2 – 792 с.
Таблиця 1.1 – Вихідні дані до практичного заняття №1
|
Варіант |
Коефіцієнт приймальності пласта, м3/(добу.МПа) |
Пластовий тиск, МПа |
Кількість нагнітальних свердловин |
Добова подача води у свердловину, м3 |
Довжина колони НКТ, м |
Конструкція колони НКТ, мм х мм |
Середня відстань до свердловини, м |
Різниця геодезичних відміток устя свердловини і силової групи станції, м |
Типорозмір труб напір-ного водоводу, мм х мм |
|
1 |
70 |
10 |
5 |
860 |
1400 |
73х5,5 |
3000 |
+100 |
114х8 |
|
2 |
80 |
11 |
4 |
1000 |
1500 |
73х5,5 |
2000 |
0 |
|
|
3 |
60 |
12 |
9 |
900 |
1400 |
89х6,5 |
2100 |
-100 |
|
|
4 |
75 |
10,5 |
6 |
700 |
1600 |
73х5,5 |
2400 |
-50 |
|
|
5 |
85 |
11,5 |
7 |
600 |
1400 |
60х5,0 |
2300 |
+50 |
|
|
6 |
65 |
12,5 |
8 |
1000 |
1500 |
60х5,0 |
2800 |
0 |
|
|
7 |
72 |
9 |
5 |
800 |
1700 |
73х5,5 |
2900 |
+80 |
|
|
8 |
82 |
9,5 |
4 |
950 |
1500 |
89х6,5 |
3100 |
-70 |
|
|
9 |
62 |
10,5 |
9 |
860 |
1600 |
89х6,5 |
3200 |
-30 |
|
|
10 |
70 |
11,5 |
6 |
680 |
1800 |
73х5,5 |
2800 |
+60 |
|
|
11 |
80 |
12,5 |
7 |
1000 |
1900 |
73х5,5 |
2900 |
+20 |
|
|
12 |
60 |
10 |
8 |
500 |
1600 |
60х5,0 |
2500 |
-10 |
|
|
13 |
75 |
11 |
5 |
880 |
2000 |
73х5,5 |
3300 |
-50 |
|
|
14 |
85 |
12 |
4 |
1050 |
1700 |
89х6,5 |
2900 |
+90 |
|
|
15 |
65 |
9 |
9 |
940 |
1800 |
89х6,5 |
2700 |
+30 |
|
|
16 |
73 |
9,5 |
6 |
720 |
1750 |
73х5,5 |
3000 |
+40 |
|
|
17 |
83 |
10,5 |
7 |
650 |
1950 |
73х5,5 |
3100 |
+20 |
|
|
18 |
63 |
11,5 |
8 |
950 |
1700 |
60х5,0 |
3200 |
-20 |
|
|
19 |
60 |
12,5 |
5 |
780 |
1550 |
73х5,5 |
3000 |
0 |
|
|
20 |
80 |
11 |
4 |
980 |
1650 |
73х5,5 |
2500 |
-80 |
Примітка. Значення густини води, яка закачується в пласт, прийняти для всіх варіантів рівним 1040 кг/м3.
Практичне заняття № 2
Вивчення конструкціЙ та вибір обладнання для гідравлічного розриву пласта
1sМета заняття
1.1оВивчення конструкції і принципу роботи, прийомів раціональної і безпечної експлуатації обладнання для гідрав-лічного розриву пласта (ГРП).
1.2оНабуття практичних навиків при розв’язанні інже-нерних задач, які пов’язані з підбором і компоновкою схем обв’язки, необхідних технічних засобів, їх типу і кількості для конкретних умов технологічного процесу.
2.1оДля проведення заняття використовуються плакати та альбом конструкцій бурового і нафтогазопромислового обладнання та інший ілюстративний матеріал.
2.1оТривалість заняття – 4 години.
При підготовці до заняття необхідно опрацювати мате-ріал даних методичних вказівок, а також літературу, яка при-ведена в розділі 7. Особливу увагу необхідно відвести вивчен-ню таких питань як: особливості технологічного процесу ГРП; перелік і конструкція наземного і свердловинного обладнання, умови його експлуатації; схема компоновки наземного і свердловинного обладнання, методика його випробування на свердловині; технічні засоби для безпечної експлуатації обладнання, яке використовується; методика вибору обладнання.
4sОсновні теоретичні відомості
ГРП є одним із способів збільшення продуктивності експлуатаційних і приймальності нагнітальних свердловин. ГРП за своєю суттю – це процес впливу на привибійну зону свердловини з метою розширення і поглиблення існуючих та утворення нових тріщин в породах привибійної зони, внаслідок чого збільшується середня проникливість пласта в зоні розповсюдження тріщин і значно покращуються умови припливу пластової рідини.
Про розкриття існуючих або утворення нових тріщин в пласті роблять висновок за графіком зміни подачі і тиску при здійсненні процесу. Утворення нових тріщин харак-теризується падінням тиску при постійному темпі закачування, а при розкритті існуючих тріщин – витрата рідини розриву росте непропорційно росту тиску.
Закачуванням 20-50 м3 рідини розриву при темпі нагні-тання не менше ніж 2 м3/хв. (33,3 дм3/с) досягається розвиток утворених або розкритих тріщин. В якості рідин розриву для нагнітальних свердловин використовують воду, що закачу-ється в пласт або воду з ПАВ і згущену полімерами, а для ви-добувних – нафту, емульсію або спеціальні рідини для ГРП. Рішення про вибір робочих рідин розриву для конкретних умов приймається на основі даних лабораторних випробувань, їх сумісності з породою і пластовою рідиною, що містяться в даному пласті.
Закачуванням піщано-рідинної суміші або кислотного розчину розклинюють тріщини розриву, забезпечуючи збереження їх високої пропускної здатності після завершення процесу і зниження тиску. Тріщини, які утворюються в пласті можуть мати протяжність до декількох десятків метрів.
Загалом процес ГРП складається із наступних операцій: закачування в пласт рідини розриву для утворення тріщин; закачування піщаної суміші, яка призначена для закріплення тріщин; закачування рідини для продавлювання піску в тріщини.
Основними технологічними параметрами ГРП є тиск розриву пласта і темп закачування рідин. Тиск розриву пласта приблизно в 1,5 – 2 рази більший, ніж гідростатичний тиск і визначається конкретними геологічними умовами. Одним із шляхів встановлення тиску розриву пласта є його визначення із умови, що гідродинамічний напір на вибої свердловини повинен подолати тиск вищезалягаючих товщ порід (геостатичний тиск) і границю міцності продуктивної породи на розрив.
Темп закачування рідини, як уже зазначалося, повинен бути не меншим 2 м3/хв. (33,3 дм3/с), а конкретне його значен-ня можна визначити виходячи із приблизного об’єму тріщин, що утворюються при цьому.
Інший шлях встановлення основних технологічних па-раметрів полягає у проведенні випробувань свердловини на приймальність. Для цього в пласт закачують рідину розриву до моменту встановлення стабільного тиску закачування. При цьому заміряють тиск і подачу. Потім темп закачування збіль-шують і знову заміряють ці параметри. Вважають, що в пласті утворилася тріщина, якщо темп закачування рідини зростає без збільшення тиску.
Об’єм рідини розриву і рідини пісконосія визначається умовами проведення ГРП. Об’єм рідини розриву не піддається точному визначенню. Згідно дослідних даних його значення коливається в межах від 5 до 10 м3.
Об’єм рідини пісконосія визначається в залежності від необхідної кількості піску і його концентрації в рідині. Кількість піску, потрібного для розриву теж неможливо визна-чити. Згідно практичних даних його значення коливається в межах 10 – 30 т на один гідророзрив. Концентрація піску за-лежить від в’язкості рідини пісконосія і темпу її закачування. Для нафти в’язкістю 5.10-2 Па.с значення її коливаються в межах від 150 до 300 кг/м3.
Об’єм продавлювальної рідини повинен бути більший на 1,5 – 2 м3 внутрішнього об’єму колони по якій здійснюється закачування рідини.
Для проведення ГРП застосовується комплекс облад-нання, в склад якого входять: насосні і піскозмішувальні агре-гати, автоцистерни, блок маніфольдів, арматура устя свердло-вини, пакер, колона НКТ, станція контролю і управління про-цесом.
Насосні агрегати як правило монтуються на шасі автомобіля і складаються із силового агрегату, коробки швидкостей (на насос), триплунжерного насоса, маніфольда, системи управління насосним агрегатом.
Маніфольд насоса складається із приймальної і нагні-тальної ліній. Приймальний трубопровід дає можливість при-єднати через пробкові крани два допоміжні агрегати. На наг-нітальному трубопроводі встановлений манометр з розподілю-вачем, запобіжний клапан гвіздкового типу, який відрегульо-вується на необхідний тиск в залежності від режиму роботи.
Теоретичні значення подачі і тиску насосного агрегату УН1-630-70А наведені в таблиці 2.2.
Піскозмішувальна установка призначена для транспор-тування піску, приготування піщано-рідинної суміші і подачі її до насосних агрегатів або блоку маніфольдів. Обладнання установки змонтовано на шасі автомобіля і складається із бункера для сухого піску, змішувача для приготування піщано-рідинної суміші, піскового насоса для відбору приготовленої суміші із змішувача і подачі її до насосних агрегатів, робочого і завантажувального шнеків відповідно для заповнення бункера піском і подачі піску із секцій бункера в змішувач. Пісковий насос - відцентровий одноступінчастий. Привід насоса здійснюється від тягового двигуна автомобіля. Характеристика піскового насоса піскозмішувальної установки УСП-50 приведена в таблиці 2.3.
Маніфольд установки складається із приймального і роздавального трубопроводів. Приймальний трубопровід дає можливість з'єднатись з двома автоцистернами. До розда-вального трубопроводу одночасно можуть приєднуватись чотири насосних агрегати.
Автоцистерни призначені для транспортування техно-логічних рідин для ГРП, подачі їх в піскозмішувальні або на-сосні агрегати. Крім того, автоцистерни дозволяють наповню-вати свою цистерну рідиною із іншої ємності та перекачувати рідини обминаючи свою цистерну.
В комплект обладнання автоцистерни входять: транс-портна база, цистерна, насосний блок з трансмісією, мані-фольд та інше допоміжне обладнання. Технічна характерис-тика автоцистерн приведена в таблиці 2.4.
Блок маніфольдів призначений для обв'язки агрегатів між собою і устям свердловини при ГРП. Обладнання блоку маніфольдів змонтовано на шасі автомобіля і включає напірний і приймально-роздавальний колектори, комплект труб з шарнірними з'єднаннями, піднімальну стрілу.
Напірний колектор складається із кованої клапанної коробки з шістьма відводами для під’єднання насосних агрегатів. Клапанна коробка оснащена шістьма зворотними клапанами, які автоматично закривають прохід при зниженні тиску у викидній лінії одного із приєднувальних агрегатів. З однієї сторони до клапанної коробки прикріплений прохідний кран із зубчастим сектором, а з іншої сторони - центральна труба, яка закінчується трійником із запобіжним клапаном гвіздкового типу і двома патрубками з пробковими кранами для приєднання напірних трубопроводів. Крім того, на цен-тральній трубі встановлені давачі контрольно-вимірювальних приладів (манометри, витратоміри).
Приймально-роздавальний колектор служить для подачі робочої рідини до насосних установок. Колектор - це труба з привареними до неї десятьма ніпелями, до яких в свою чергу приєднані пробкові крани. На колекторі встановлений запобіжний клапан багаторазової дії.
Арматура устя служить для обв'язки устя свердловини з насосними установками при ГРП. Складається із трубної і устьової головок та елементів їх обв'язки. Трубна головка призначена для з'єднання з колоною НКТ, яка спущена в свердловину. Для цього арматура укомплектована трьома перевідниками для труб діаметром 60, 73, 89 мм. Трубна головка має три бокові відводи, два з яких з'єднані з насосними агрегатами, а третій - контрольний, призначений для розрядки тиску в свердловині. Устьова головка призначена для герметизації простору між колоною НКТ і експлуатаційною колоною. В корпусі устьової головки розміщена армована гумова манжета, яка герметизує міжтрубний простір і дозволяє здійснити спуск-підйом колони НКТ під тиском. Типорозмір манжет залежить від діаметра колони НКТ. Корпус устьової головки має чотири відводи, два із них робочі, третій - контрольний, призначений для розрядки свердловини, четвертий - для приєднання запобіжного клапана гвіздкового типу, з яким зблокований манометр з розділювачем. Нижньою частиною устьова головка приєднана безпосередньо або через перевідник до колонної обв’язки.
Підземним обладнанням при ГРП служить колона НКТ і пакер. Останній герметизує привибійну зону свердловини та попереджає пошкодження експлуатаційної колони від дії ви-сокого тиску при ГРП.
Самому процесу ГРП передує складання програми робіт з ГРП на свердловині.
При складанні програми робіт необхідно встановити послідовність виконання операцій, починаючи з підготовчих робіт і закінчуючи запуском свердловини, а також вибрати необхідне обладнання і режим його роботи. При наявності декількох варіантів виконання того чи іншого процесу необхідно вибрати найбільш раціональний.
В загальному випадку програма робіт з ГРП на свердловині, що експлуатується установкою штангового свердловинного насоса повинна мати такий вигляд:
1)оПеред виконанням ГРП необхідно відключити привід верстата - качалки, розвантажити колону насосних штанг на устьове обладнання, встановити балансир в положення, при якому можна проводити роботи на усті свердловини, загаль-мувати редуктор.
2)оВстановити підйомну установку біля устя свердло-вини.
3)оДемонтувати устьове обладнання, підняти свердло-винне обладнання (колону насосних штанг, колону НКТ, на-сос).
4)оЗмонтувати устьову головку універсальної устьової арматури, спустити в свердловину колону НКТ і здійснити промивання вибою від бруду і піщаної пробки.
5)оПісля промивки підняти колону НКТ.
6)оРозмістити біля свердловини насосні і піскозмішу-вальні агрегати, автоцистерни, блок маніфольдів, станцію кон-тролю і управління процесом ГРП.
7)оОпустити в свердловину колону НКТ з пакером. Пакер повинен знаходитись на 5 - 10 м вище верхніх отворів перфорації.
8)оПровести гідравлічне випробування пакера на тиск, який перевищує тиск розриву пласта на 30% - 50%.
9)оОбв'язати устя свердловини з блоком маніфольдів.
10)оЗакачати в свердловину рідину для розриву.
11)оПісля утворення тріщин в пласті закачати в свер-дловину рідину - пісконосій.
12)оБез зупинки подачі рідини і зниження тиску після закінчення закачування рідини - пісконосія закачати в свер-дловину продавлю вальну рідину. Устя свердловини закрити до тих пір, поки тиск в колоні НКТ не зменшиться до атмосферного або близького до нього.
13)оДемонтувати наземне обладнання.
14)оЗірвати пакер і підняти колону НКТ з пакером із свердловини.
15)оОпустити в свердловину колону НКТ, провести промивання вибою від піску.
16)оОсвоїти свердловину (викликати приплив пластової рідини у свердловині).
5sМетодичні рекомендації
5.1оТиск розриву пласта за одним із способів визнача-ється за формулою
(2.1)
де - вертикальний гірський тиск, Па;
- пластовий тиск, Па;
- границя міцності продуктивної породи на розрив в умовах всестороннього стиску, Па; ( = 1,5 -3 МПа).
Вертикальний гірський тиск визначається за формулою
(2.2)
де - глибина залягання пласта (нижній отвір фільтра), м;
- середня густина вищезалягаючих порід, кг/м3; (кг/м3 ).
5.2оТиск нагнітання на усті свердловини, який необхід-ний для створення тиску розриву визначається за формулою
Па, (2.3)
де р - густина рідини розриву, кг/м3;
- втрати тиску в трубах, Па.
Втрати тиску на тертя в трубах оцінюють за формулою Дарсі -Вейсбаха
Па, (2.4)
де - коефіцієнт місцевих опорів; для робочих рідин розриву і темпів їх закачування ;
- швидкість руху рідини в трубах, м/с;
- діаметр труб, м.
5.3оОб’єм рідини пісконосія за відомою кількістю піску, що необхідно закачати, та концентрацією його у рідині пісконосію складає
, (2.5)
де - кількістю піску, що необхідно закачати, кг;
- концентрація піску в рідині, кг/м3.
5.4оНеобхідна кількість насосних агрегатів визначається за формулою
, (2.6)
де - тиск нагнітання на усті свердловини;
- темп закачування рідини розриву;
- робочий тиск агрегату;
- подача агрегату при робочому тиску;
- коефіцієнт технічного стану агрегату, взалежності від терміну служби агрегату = 0,7 - 0,8.
6sПорядок проведення заняття
6.1оЗгідно варіанту (табл. 2.1), погодженого з викла-дачем, вибрати та проаналізувати вихідні дані.
6.2оВстановити основні параметри процесу ГРП (тиск розриву пласта і відповідно необхідний тиск на усті свердловини та темп закачування рідини розриву).
6.3оВизначити об’єм рідини пісконосія, об’єм продавлю- вальної рідини і вибрати технічні засоби для їх транспор-тування та забезпечення технологічного процесу.
6.4оВизначити кількість насосних агрегатів і вибрати раціональний режим їх роботи. При цьому забезпечити темп нагнітання не менший, ніж 2 м3/хв. (33,3 дм3/с).
6.5оВизначити кількість піскозмішувальних агрегатів.
6.6оВизначити тривалість процесу ГРП.
6.7оСкласти принципову схему комплексу обладнання для ГРП, використовуючи умовні позначення (рис.2.1) і нумерацію запірних пристроїв, вказавши функціональну можливість всіх технічних засобів, які використовуються при цьому.
6.8оНа основі схеми скласти план проведення процесу. В план робіт включити підготовчо-заключні роботи, гідравлічне випробування обладнання із зазначенням відповідних параметрів.
7sПитання для самоконтролю
7.1оЯкі негативні наслідки можуть виникнути при неправильному визначенні об’єму продавлювальної рідини?
7.2оЧим викликана необхідність налаштування запобіжного клапана насосного агрегату на певний тиск?
7.3оЯким чином забезпечується необхідна концентрація піску в піщаній суміші при її приготуванні?
7.4оЧи можна проводити ГРП без пакера?
7.5оЯк регулюється режим роботи піскового насоса піскозмішувального агрегату?
8sПерелік рекомендованих джерел
8.1оСправочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти./ Под ред. Ш.К. Гиматудинова. – М.: Недра, 1983.– 455с.
8.2оНефтепромысловое оборудование. Справочник. Под ред. Е.И. Бухаленко. – М.: Недра, 1990.- 559с.
8.3оБухаленко Е.И., Абдулаев Ю.Г. Монтаж, обслужи-вание и ремонт нефтепромыслового оборудования. – М.: Недра, 1985.- 391с.
8.4оСулейманов А.Б. и др. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин. – М.: Недра, 1984.- 224с.
8.5оЮ.Д.оКачмар, В.М.оСвітлицький, Б.Б.оСинюк, Р.С.оЯремійчук. Інтенсифікація припливу вуглеводнів у свердловину. – Львів: Центр Європи, 2004. – 350 с. Наукове видання, книга друга.
Таблиця 2.1 – Вихідні дані до практичного заняття №2
|
Варіант |
Глибина свердловини, м |
Відстань від устя до початку зони фільтрації, м |
Висота зони фільтрації свердловини, м |
Пластовий тиск, МПа |
Орієнтовна конструкція колони НКТ, мм х мм |
Діаметр експлуатаційної колони, мм |
Кількість піску, що необхідно закачати в свердловину, т |
Концентрація піску в піщаній суміші, кг/м3 |
|
1 |
1500 |
1450 |
30 |
9,3 |
73х5,5 |
146 |
14 |
150 |
|
2 |
1670 |
1620 |
40 |
10,2 |
73х5,5 |
146 |
12 |
160 |
|
3 |
2100 |
2020 |
40 |
12,3 |
89х6,5 |
168 |
10 |
180 |
|
4 |
2000 |
1940 |
35 |
11,1 |
73х5,5 |
146 |
9 |
170 |
|
5 |
2400 |
2350 |
38 |
12,6 |
73х5,5 |
146 |
14 |
150 |
|
6 |
2800 |
2740 |
40 |
12,8 |
73х5,5 |
168 |
11 |
190 |
|
7 |
3200 |
3150 |
35 |
13,1 |
73х5,5 |
146 |
13 |
160 |
|
8 |
1700 |
1670 |
20 |
8,3 |
89х6,5 |
146 |
10 |
150 |
|
9 |
3000 |
2910 |
45 |
13,6 |
89х6,5 |
146 |
9 |
160 |
|
10 |
1420 |
1400 |
15 |
12,2 |
73х5,5 |
168 |
8 |
180 |
|
11 |
2500 |
2430 |
35 |
9 |
73х5,5 |
146 |
10 |
170 |
|
12 |
2900 |
2840 |
25 |
10 |
73х5,5 |
146 |
12 |
150 |
|
13 |
2300 |
2250 |
30 |
12 |
73х5,5 |
168 |
11 |
190 |
|
14 |
2100 |
2050 |
28 |
12,5 |
89х6,5 |
168 |
10 |
160 |
|
15 |
3100 |
3060 |
36 |
13 |
89х6,5 |
146 |
15 |
150 |
|
16 |
3250 |
3200 |
20 |
13,3 |
73х5,5 |
146 |
12 |
160 |
|
17 |
2420 |
2380 |
25 |
10,5 |
73х5,5 |
146 |
13 |
180 |
|
18 |
1950 |
1900 |
30 |
11,5 |
73х5,5 |
168 |
10 |
170 |
|
19 |
2200 |
2160 |
22 |
10,6 |
73х5,5 |
168 |
9 |
150 |
|
20 |
2380 |
2340 |
30 |
11 |
73х5,5 |
168 |
9 |
190 |
Таблиця 2.2 – Теоретичні значення подачі і тиску агрегату УН1-630-70А
|
Швид-кість |
Число двійних ходів насоса, хв. -1 |
Діаметр змінних плунжерів насоса, мм |
|||
|
100 |
120 |
||||
|
Ідеальна подача, дм3/с |
Тиск, МПа |
Ідеальна подача, дм3/с |
Тиск, МПа |
||
|
1 2 3 4 |
80 109 153 192 |
6,3 8,5 12,0 15,0 |
70 54 38 30,5 |
9 12,3 17,3 22,0 |
51 37,5 26,6 21,0 |
Таблиця 2.3 – Технічна характеристика піскового насоса установки УСП-50
|
Подача, дм3/с |
20 |
45 |
70 |
|
Тиск, МПа |
0,3 |
0,28 |
0,22 |
|
Густина суміші, кг/м3 |
2000 |
1500 |
1200 |
Таблиця 2.3 – Технічна характеристика автоцис-терн
|
Тип автоцистерни |
ППЦ-23 |
АЦ-10 |
АЦН-11-57 |
АЦН-7,5-5334 |
ЦР-7АП |
|
Монтажна база |
КрАЗ-257Б1 з при-чіпом |
КАМАЗ- 53212 |
КрАЗ-257Б1 |
МАЗ-5334 |
КрАЗ-257Б1 |
|
Вмістимість цистерни, м3 |
23 |
10 |
10 |
7 |
7 |
|
Тип насоса |
відцентровий |
||||
|
Максимальна подача, дм3/с |
33 |
12,5 |
25 |
25 |
25 |
|
Максимальний тиск, МПа |
0,93 |
0,55 |
0,54 |
0,54 |
0,54 |
|
Маса цистерни з вантажем, кг |
38850 |
18385 |
22600 |
15325 |
19035 |
а)інасосний агрегат;
б)іпіскозмішувальний агрегат;
в)іавтоцистерна;
г)іблок маніфольдів (1-напірний колектор, 2-прий-мально-роздавальний колектор);
д)іустьове і свердловинне обладнання (1-трубна голов-ка, 2-устьова головка, 3-колона НКТ, 4-пакер).
Рисунок 2.1 – Умовні позначення обладнання для ГРП
Практичне заняття № 3
ВИБІР СХЕМИ ТА ОБЛАДНАННЯ ДЛЯ ЗБОРУ І ПІДГОТОВКИ ДО ТРАНСПОРТУВАННЯ НАФТИ, ГАЗУ І ВОДИ
1sМета заняття
1.1оВивчення існуючих систем збору і підготовки до транспортування нафти, газу і води.
1.2оНабуття практичних навиків при складанні схем для конкретних умов згідно вихідних даних.
1.3оВивчення конструкції обладнання, що входить до складу систем збору.
2sОб’єкт для проведення заняття, тривалість заняття
2.1оДля проведення заняття використовуються схеми існуючих систем збору, їх типові рішення для конкретних умов або інший ілюстративний матеріал.
2.2оТривалість заняття – 2 години.
3sВказівки щодо підготовки до заняття
При підготовці до практичного заняття необхідно вивчити матеріал конспекту лекцій з дисципліни, даних методвказівок та опрацювати літературу, яка наведена в розділі 7.
4sОсновні теоретичні відомості
Першочерговим і найбільш складним завданням при проектуванні облаштування нафтового родовища є обґрунто-ваний вибір принципової технологічної схеми збору, яка б відповідала всім існуючим вимогам щодо забезпечення міні-мальних техніко-економічних витрат, достатньої надійності, забезпечення безпеки довкілля.
Впродовж 60-75 років на більшості родовищ проектува-лися і впроваджувалися порівняно прості герметизовані гру-пові системи збору. На групових збірних пунктах таких сис-тем здійснюється сепарація нафти від газу, почерговий вимір дебіту окремих свердловин, зберігання і попереднє відокрем-лення під товарної води із резервуарів. Підготовка нафти про-водиться в подальшому на установках підготовки, куди вона направляється із всіх групових установок. Подібні схеми збо-ру мають ряд недоліків (велика кількість різноманітних склад-них промислових установок, розташованих по території наф-тового родовища, наявність значної кількості резервуарних парків).
На сьогоднішньому етапі проектування облаштування нафтових родовищ і вибору оптимальної технологічної схеми збору необхідно враховувати надзвичайно багато факторів, починаючи від аналізу конкретних умов видобутку нафти, існуючих технологій та досягнень в області видобутку нафти та з врахуванням їхніх рекомендацій, які регламентують про-цес проектування сучасних систем збору.
Вказані вище норми технологічного проектування об'єктів збору, транспорту і підготовки нафти, газу і води на нафтових родовищах передбачають впровадження наступних наукових і промислових досягнень та прогресивних технологій:
-sраціональне використання природних ресурсів, економне витрачання матеріальних, паливноенергетичних та трудових ресурсів;
-sобов'язкове використання ЕОМ, системи САПР для багатофакторного аналізу різних варіантів облаштування родовищ та вибору найбільш оптимального, оптимізації розміщення основних об'єктів та транспортних систем;
-sобов'язкове використання герметизованих систем збору, транспорту та підготовки нафти, газу і води, їх обліку на всьо-му шляху від свердловин до споживачів готової продукції;
-sпроектування однотрубного транспортування нафти і нафтового газу від свердловин до сепараційних установок першої ступені сепарації нафти або, при можливості, і до центрального пункту збору;
-sмаксимальне використання безкомпресорного транспорту газу після першої ступені сепарації до споживача (ГПЗ) чи до віддалених компресорних станцій;
-sздійснення коридорної об'єднаної прокладки багатьох комунікацій: трубопроводів, ЛЕП, ліній зв'язку та доріг;
-sпереважне використання в максимально можливих об'ємах блоко-комплектного обладнання, використання суперблоків, проектування основних установок сепарації, збору і підготовки нафти в єдиному технологічному блоці закритого типу з багатоповерховим (ярусним) їх розміщенням.
На основі аналізу сучасного стану збору, транспорту і підготовки нафти і газу в нормальних умовах та сприятливих кліматичних зонах, а також і в екстремальних умовах розроблено уніфіковані технологічні схеми збору нафтопромислової продукції. Ці рішення сформовані на основі рекомендацій наведених нижче і у спрощеному вигляді наведені на рисунку 3.1.
Основними факторами, які потрібно враховувати при виборі тої чи іншої схеми є: місцевість в якій буде розташо-вана система збору, її розташування по відношенню до інших об’єктів, а також параметри продукції пласта.
На родовищах з рівним рельєфом місцевості (рис. 3.1,І,в) площі розбурюються нормальною сіткою свердловин, а викидні лінії до автоматичної замірної установки підключаються, як показано на схемі збору І.
І – блок збору і заміру продукції свердловин: 1 - устя свер-дловин; 2 - викидні лінії; 3 - устьові підігрівачі (печі); 4- автоматична замірна установка; ІІ – блок транспортування продукції свердловин: 6 і 5 – збірні колектори; 7 – дотискна насосна станція; 7 – збірний колектор; 9 – газовий колектор; ІІІ – блок підготовки нафти; ІV – блок підготовки стічної води; V – блок підготовки нафтового газу; VІ – блок товарних резервуарів нафти.
Рисунок 3.1 – Схема герметизованої блокової системи збору нафти газу і води
На родовищах, що мають сильно пересічену ярами та пагорбами місцевість, розбурювання площ здійснюється з декількох кущів (рис.3.1,І,г) похилими свердловинами, а викидні лінії підключаються до автоматичної замірної уста-новки, розташованої на груповій замірній установці.
На родовищах, що містять в нафті багато парафінів (6-20%), смол і асфальтенів, площі розбурюються нормальною сіткою свердловин, але безпосередньо біля устя цих свердловин (рис. 3.1,І,б), на початку викидної лінії 2 встановлюється автоматично працююча піч (нагрівач) 3.
На родовищах, що мають багаторічно мерзлотні породи (рис.3.1,І,а), площі розбурюються по нормальній сітці свердловин 1, а викидні лінії 2, що йдуть до автоматичної за-мірної установки 4, гідротеплоізолюються і прокладаються на опорах або на підсипці.
На родовищах, що мають сильну заболоченість, площі розбурюються із цілого ряду штучно створених намивних острівків (рис. 3.1,І,д) похилоскерованими свердловинами з підключенням їх до автоматичної замірної установки 4, розташованої на тому ж острівку.
Система транспортування (рис. 3.1,ІІ) має як правило один або два збірні колектори 5 і 6 та дотисну насосну станцію 7 – якщо площа родовища велика або витягнута, призначену в основному для встановлення дотискних насосів і сепараторів першої ступені, а в кінці розробки родовища – і для встановлення відстійників попереднього відділення пластової води. З дотискних насосних станцій 7 нафта транспортується насосом по трубопроводу 8 на блок підготовки нафти (рис.3.1,ІІІ), а газ під власним тиском в сепараторі направляється в газопровід 9, а потім – на блок підготовки газу (рис. 3.1,V).
Обладнання блоку підготовки нафти, де проходить її обезводнення і обезсолення, розташовується зазвичай на од-ній площадці з обладнанням блоку підготовки пластової води (рис. 1,ІV). Обидва ці блоки називають центральним пунктом збору або установкою підготовки нафти і установкою підготовки води.
Обладнання блоку підготовки газу, призначеного для отримання широкої фракції рідких вуглеводнів, як правило монтується тільки на родовищах, де наявні великі запаси нафтового газу.
Весь комплекс обладнання блоку V називається газо-переробним заводом.
Блок товарних (рис. 3.1,VІ) резервуарів призначений в основному для дводобового нагромадження і зберігання нафти, передачі її товарно-транспортній організації, а також при аварійних ситуаціях на промислах з трубопроводами і обладнанням.
Із товарних резервуарів нафта транспортується по магістральних нафтопроводах на нафтопереробні заводи.
Нафтові родовища за площею можуть бути великими (30x60км), середніми (10x20км) і малими (до 10км2). За формою ці родовища можуть бути витягнутими (рис. 3.2,а), круглими (рис. 3.2,б) і еліптичними (рис. 3.2,в). В залежності від форми і площі нафтового родовища система збору, транспортування нафти, газу і води може суттєво мінятися.
Аналіз систем збору, транспорту і підготовки для цих родовищ показує, що набір трубопроводів, обладнання і уста-новок один і той же, але розташовані вони по-різному.
а
б
в
Рисунок 3.2 – Герметизовані однотрубні високо-напірні системи збору і транспортування нафти, газу і води
Тому опишемо тільки схему руху нафти, газу і води від свердловин до споживача, що включає максимально можливе обладнання (рис. 3.2,в).
Нафта, газ і вода із видобувної свердловини 1 під власним тиском направляється у викидні лінії 2, а з них – на автоматичну групову замірну установку 3. В ній по черзі виміряються кількість нафти, газу і води, отримуваних від кожної підключеної свердловини, потім ця продукція змішується і направляється у збірний колектор 4. Із нього теж під власним тиском нафта, газ і вода поступають в сепаратори першої ступені, змонтованої на площадці дотискної насосної станції 12. Газ із сепараторів під власним тиском по газопроводу 10 подається на газопереробний завод 11, а нафта і вода насосами по збірному колектору направляються на установку підготовки нафти 8, яка знаходиться на значній відстані від дотискної насосної станції (10-20ікм). На установці підготовки нафти остаточно розділяються нафта, газ і вода. Вода із установки підготовки нафти поступає на установку підготовки води 7, із якої насосами подається на блокову кущову насосну станцію 5. Насоси високого тиску нагнітають пластову воду в нагнітальні свердловини 6. Газ з установки підготовки нафти 8 подається по збірному газопроводу 10 на газопереробний завод 11, а товарна нафта направляється через автоматизовану замірну установку 9 спочатку в товарний колектор нафти 16, а з нього – в парк товарних резервуарів 15. Із товарних резервуарів нафта подається на прийом насосів головної насосної станції 14, а звідти – в магістральний нафтопровід 13 із якого вона подається на нафтопереробний завод.
Якщо товарна нафта, що пройшла через автоматизовану замірну установку 9, виявиться некондиційною, то вона знову подається на установку підготовки нафти 8.
5sПорядок проведення заняття
5.1оЗгідно варіанту (табл.3.1), погодженого з викладачем для заданих умов експлуатації вибрати схему системи збору і транспортування нафти, газу і води.
5.2оОбґрунтувати конкретні рішення, прийняті при проектуванні.
5.3оОписати вибрану схему і вказати всі її елементи.
5.4оДати коротко характеристику обладнання, яке входить до складу системи збору.
6sПитання для самоконтролю
6.1sНазвіть фактори, які впливають на вибір схеми системи збору нафти і газу?
6.1sЯкі зміни в схему системи збору може вносити характеристика пластової рідини?
6.2sЯк впливає площа та форма родовища на схему системи збору?
6.3sЯкі зміни вносить в схему системи збору місцевість, в якій розташоване родовище?
7sПерелік рекомендованих джерел
7.1оЛутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. - М.: Недра, 1983. – 225 с.
7.2оЛутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. - М.: Недра, 1987. – 259 с.
7.3оМедведев В.Ф. Сбор и подготовка нефти и воды. - М.: Недра, 1986.- 300 с.
7.4оИвановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Пекин С.С. Оборудование для добычи нефти и газа: В 2 ч. – М: ГПУ Изд-во “Нефть и газ” РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. – Ч. 2 – 792 с.
Таблиця 3.1 – Вихідні дані до практичного заняття №3
|
Варіант |
Величина площі родовища, км х км |
Температура повітря, оС |
Процентний вміст парафіну в нафті, % |
Коротка характеристика місцезнаходження родовища |
|
1 |
15 х 30 |
30 |
1,5 |
Заболочена рівнина |
|
2 |
5 х 20 |
1 |
На морі при березі |
|
|
3 |
10 х 20 |
1,1 |
Рівнина |
|
|
4 |
6 х 10 |
2 |
На морі віддалено від берега |
|
|
5 |
35 х 35 |
25 |
Рівнина |
|
|
6 |
14 х 14 |
21,3 |
Гориста |
|
|
7 |
20 х 30 |
10 |
Гориста |
|
|
8 |
30 х 60 |
5 |
На морі віддалено від берега |
|
|
9 |
30 х 35 |
20 |
Заболочена рівнина |
|
|
10 |
25 х 25 |
6,3 |
Гориста |
|
|
11 |
20х 20 |
10 |
Пересічена ярами та пагорбами |
|
|
12 |
25 х 5 |
1 |
Заболочена рівнина |
|
|
13 |
50 х 20 |
2 |
Рівнина |
|
|
14 |
30 х 30 |
1,5 |
Заболочена рівнина |
|
|
15 |
30 х 5 |
1 |
На морі при березі |
|
|
16 |
50 х 10 |
15 |
Пересічена ярами та пагорбами |
|
|
17 |
16 х 8 |
10 |
Рівнина |
|
|
18 |
28 х 14 |
1 |
На морі при березі |
|
|
19 |
50 х 35 |
12 |
Пересічена ярами та пагорбами |
|
|
20 |
45 х 20 |
1 |
Заболочена рівнина |
Практичне заняття № 4
ВИВЧЕННЯ КОНСТРУКЦІЙ ТА РОЗРАХУНОК НАФТОГАЗОСЕПАРАТОРІВ
1sМета заняття
1.1оВивчення конструкції і принципу роботи нафтогазосепараторів.
1.2о Отримання практичних навиків з розрахунку нафтогазосепараторів.
2sОб’єкт для проведення заняття, тривалість заняття
2.1оДля виконання роботи, передбаченої програмою даного заняття, використовуються складальні креслення нафтогазопромислового обладнання та вихідні дані для проектних розрахунків.
2.2оТривалість заняття – 2 години.
3sВказівки щодо підготовки до заняття
При підготовці до заняття необхідно освоїти теоретичний матеріал згідно рекомендованих джерел, конспекту лекцій і даних методичних вказівок. Перевірити засвоєння матеріалу за запитаннями поданими в розділі 7 даних методичних вказівок.
4sОсновні теоретичні відомості
Розділення нафти, газу і води проходить в сепараторах, які входять до складу автоматичних групових замірних установок, та установках по підготовці нафти, газу і води. Нафтогазосепаратори призначені для дегазації пластової рідини і очистки попутнього газу в установках збору і підготовки нафти і газу на нафтових родовищах. Сепарація рідини і газу здійснюється під дією на них гравітаційних сил, сил інерції, сил адгезійного зчеплення або їх поєднання. У відповідності із вказаними принципами дії, а також за іншими ознаками сепаратори в загальному можна класифікувати наступним чином:
1)оза принципом дії – гравітаційні, циклонні, насадкові;
2)оза геометричною формою і розміщенням в просторі – циліндричні, сферичні, вертикальні, горизонтальні, нахилені;
3)оза конструктивним виконанням – одноємкісні і двоємкісні;
4)оза конструкцією обладнання для вводу нафтогазового потоку в апарат – сепаратори з радіальним вводом, з тангенціальним вводом і з попереднім відбором газу;
5)оза технологічним призначенням – двофазні, трифазні, кінцеві сепаратори.
На нафтопромислах застосовуються горизонтальні та вертикальні гравітаційні сепаратори, циклонні та гідро-циклонні сепаратори, гравітаційні сепаратори з попереднім відділенням газу, відцентрові сепаратори з спіраллю Архімеда, трубні сепараційні установки, блокові автомати-зовані сепараційні установки з попереднім скиданням пластової води та інші. Трубні похилі сепаратори призначені для розділення нафти і газу на кінцевих і проміжних етапах сепарації, а також для відділення газу від води в системі водопідготовки. Відцентрові сепаратори використовуються для очищення газу.
Характерною особливістю конструкцій сепараторів, які найбільш застосовуються, є наявність чотирьох основних секцій:
1)sсепараційної;
2)sосаджувальної;
3)sзбирання рідини;
4)sкраплевловлення.
Основна сепараційна секція служить для відокремлення основної маси газу від рідини. В осаджувальній проходить додаткове (під дією гравітаційних сил) відокремлення бульбашок газу. Секція збирання рідини призначена для накопичування рідини і виводу її із сепаратора. Секція краплевловлення служить для відокремлення із потоку газу дрібних капель рідини за допомогою краплевідбійників різних конструкцій.
Всі сепаратори і сепараційні установки обладнані регулюючими, запобіжними пристроями і контрольно-вимірювальними приладами.
5sМетодичні вказівки до практичного заняття
5.1sРозрахунок нафтогазосепараторів гравітаційного ти-пу зводиться до розрахунку на пропускну здатність за газом і рідиною.
5.1.1sРозрахунок нафтогазосепараторів вертикального типу на пропускну здатність за газом.
Продуктивність сепаратора за газом визначається за формулою
, (4.1)
або
, (4.2)
де F – площа дзеркала рідини в сепараторі, м2;
- абсолютний середній тиск в сепараторі, Па;
- тиск при нормальних умовах, (1,01.105 Па);
- абсолютна температура в сепараторі, К;
- абсолютна температура в сепараторі при нор-мальних умовах, К;
- коефіцієнт стисливості газу;
- швидкість підйому газу в сепараторі, м/с;
- внутрішній діаметр сепаратора, м.
Для полегшення розрахунків можна прийняти z = 1.
У вертикальних сепараторах допустимі швидкості відносяться до повного поперечного перерізу сепаратора, а у горизонтальних – до поперечного перерізу апарату, який не зайнятий рідиною.
Практика експлуатації гравітаційних сепараторів показала, що при тиску Р1 = 6,0 МПа оптимальна швидкість руху газу у вільному перерізі апарату не повинна перевищувати 0,1 м/с. Якщо в сепараторі тиск дорівнює Р, то оптимальну швидкість руху газу можна визначити за формулою
, (4.3)
де - оптимальна швидкість руху газу при тиску Р1о=о6,0оМПа,
.
5.1.2sРозрахунок нафтогазосепараторів горизонтального типу на пропускну здатність за газом.
Продуктивність сепаратора за газом визначається за формулою
, м3/добу (4.4)
де - поправочний коефіцієнт
,
де - довжина сепаратора.
Можна також розв’язати і зворотню задачу. Для цього потрібно попередньо задатися пропускною здатністю і визначити розміри сепаратора, а саме його діаметр. Довжину сепаратора як у попередньому розрахунку, так і в даному потрібно приймати не меншою, ніж 3 м. В даному випадку розрахункова формула прийме вигляд
. (4.5)
5.1.3sРозрахунок гравітаційних нафтогазосепараторів на пропускну здатність за рідиною.
Як і в попередньому випадку розрахунок полягає у визначенні пропускної здатності сепаратора при відомих його розмірах або у визначенні необхідних розмірів сепаратора при заданій продуктивності за рідиною.
Пропускну здатність за рідиною для різних по розміщенню в просторі сепараторів визначають за формулою
м3/добу (4.6)
де - площа поверхні рідини в сепараторі, м2;
- швидкість спливання в рідині бульбашок газу, м/с.
Для вертикального сепаратора
. (4.7)
Для горизонтального сепаратора площа поверхні рідини є функцією рівня рідини в сепараторі.
Швидкість спливання в рідині бульбашок газу визна-чають за формулою
, м/с (4.8)
де - діаметр бульбашок газу, м (приймається рівним 10-4м)
- густина нафти в умовах сепаратора, кг/м3;
- густина газу в умовах сепаратора, кг/м3;
- прискорення вільного падіння, м/с2;
- абсолютна в’язкість рідини, Па.с (приймається рівною 10-4 Па.с).
кг/м3 (4.9)
де - густина газу при нормальних умовах, кг/м3;
- тиск при нормальних умовах, Па.
Після підстановки у формулу значення , і отри-маємо пропускну здатність за рідиною для вертикального сепаратора
. (4.10)
Для нафт, які піняться тривалість перебування їх в сепараторі повинна бути збільшена в декілька разів.
5.2sРозрахунок сепараторів на міцність.
На практиці більш часто використовуються сепаратори циліндричної форми з еліптичним днищем.
Під час експлуатації стінка і днище такого сепаратора піддаються дії рівномірно розподіленого надлишкового тиску.
Механічний розрахунок зводиться до визначення товщини стінки і днища в залежності від його форми.
5.2.1sРозрахунок стінки.
м (4.11)
де - внутрішній діаметр сепаратора, м
- коефіцієнт міцності зварного шва; ;
- допустиме напруження на розрив, МПа, ;
С – добавка до розрахункової товщини стінки для компенсації корозії; С = 2-3 мм.
5.2.2sРозрахунок днища.
м (4.12)
де - коефіцієнт перенапруження, який залежить від відношення висоти випуклості еліптичного днища до внутрішнього діаметра сепаратора;
- внутрішній діаметр сепаратора.
Коефіцієнт перенапруження в практичних розрахунках приймається рівним 1,06.
6sПорядок проведення заняття
6.1оЗгідно варіанту (табл.4.1), погодженого з викла-дачем, необхідно провести розрахунок сепаратора, а саме:
6.1.1оВизначити основні розміри сепаратора для забез-печення необхідної пропускної здатності за газом і за рідиною.
6.1.2sЗначення внутрішнього діаметра сепаратора потрібно прийняти із ряду стандартних значень близьким до більшого із отриманих при проектному розрахунку.
6.1.3sЗа отриманими у попередньому пункті результа-тами провести розрахунок товщини стінки сепаратора та його днища, виходячи із умови міцності.
7sПитання для самоконтролю
7.1sЯке призначення нафтогазового сепаратора?
7.2sЯк класифікуються сепаратори?
7.3sЯкі характерні особливості конструкцій сепараторів?
7.4sЯк розраховуються сепаратори на пропускну здат-ність?
7.5sЯк розраховуються сепаратори на міцність?
8sПерелік рекомендованих джерел
8.1sЛутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. - М.: Недра, 1983. – 225 с.
8.2sЛутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. - М.: Недра, 1987. – 259 с.
8.3sМедведев В.Ф. Сбор и подготовка нефти и воды. - М.: Недра, 1986.- 300 с.
8.4sИвановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Пекин С.С. Оборудование для добычи нефти и газа: В 2 ч. – М: ГПУ Изд-во “Нефть и газ” РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. – Ч.2 – 792 с.
Таблиця 4.1 – Вихідні дані до практичного заняття №4
|
Варіант |
Тип сепаратора |
Пропускна здатність по нафті, м3/добу |
Пропускна здатність по газу, х106м3/добу |
Абсолютний середній тиск в сепараторі, МПа |
Абсолютна температура в сепараторі, К |
Густина нафти, кг/м3 |
Густина газу, кг/м3 |
Матеріал бічної поверхні та днища |
|
1 |
горизонтальний |
1800 |
1,3 |
1,8 |
293 |
850 |
1,1 |
10Г2 |
|
2 |
вертикальний |
3000 |
3,2 |
3,6 |
295 |
860 |
1,22 |
09Г2С |
|
3 |
горизонтальний |
3100 |
4,0 |
2,5 |
293 |
850 |
1,21 |
17ГС |
|
4 |
вертикальний |
4000 |
0,9 |
1,0 |
293 |
860 |
1,2 |
15ГС |
|
5 |
горизонтальний |
900 |
0,8 |
4,5 |
293 |
850 |
1,22 |
16ГС |
|
6 |
вертикальний |
1500 |
1,1 |
3,0 |
295 |
860 |
1,2 |
10Г2 |
|
7 |
горизонтальний |
1200 |
0,7 |
0,4 |
294 |
850 |
1,21 |
09Г2С |
|
8 |
вертикальний |
800 |
1,2 |
0,6 |
294 |
860 |
1,15 |
17ГС |
|
9 |
горизонтальний |
600 |
0,5 |
1,2 |
293 |
850 |
1,18 |
15ГС |
|
10 |
вертикальний |
950 |
0,8 |
2,2 |
293 |
860 |
1,2 |
16ГС |
|
11 |
горизонтальний |
1300 |
1,3 |
2,1 |
293 |
850 |
1,1 |
10Г2 |
|
12 |
вертикальний |
1800 |
3,2 |
3,3 |
295 |
860 |
1,22 |
09Г2С |
|
13 |
горизонтальний |
2100 |
4,0 |
2,5 |
293 |
850 |
1,21 |
17ГС |
|
14 |
вертикальний |
1150 |
0,9 |
2,0 |
293 |
860 |
1,2 |
15ГС |
|
15 |
горизонтальний |
1680 |
0,8 |
4,8 |
293 |
850 |
1,22 |
16ГС |
|
16 |
вертикальний |
2350 |
1,1 |
5,0 |
295 |
860 |
1,2 |
10Г2 |
|
17 |
горизонтальний |
1670 |
0,7 |
3,4 |
294 |
850 |
1,21 |
09Г2С |
|
18 |
вертикальний |
2220 |
1,2 |
1,6 |
294 |
860 |
1,15 |
17ГС |
|
19 |
горизонтальний |
1980 |
0,5 |
3,2 |
293 |
850 |
1,18 |
15ГС |
|
20 |
вертикальний |
1560 |
0,8 |
3,9 |
293 |
860 |
1,2 |
16ГС |
Таблиця 4.1 – Механічні властивості матеріалів сепараторів
|
Марка сталі |
10Г2 |
09Г2С |
15ГС |
16ГС |
17ГС |
|
Границя міцності В, МПа |
430 |
490 |
420 |
490 |
510 |
|
Границя плинності Т, МПа |
250 |
345 |
250 |
325 |
345 |
Таблиця 4.2 – Стандартний ряд внутрішніх діаметрів посудин і апаратів
|
Параметр |
Значення |
|
Внутрішній діаметр , мм |
400, 500, 600, 700, 800, 900, 1000, 1200, 1400, 1600, 1800, 2000, 2200, 2400, 2600, 2800, 3000, 3200, 3400, 3600, 3800, 4000, 4500, 5000, 5500, 5600, 6000, 6300, 6400, 7000, 7500, 8000, 8500, 9000, 9500, 10000, 11000, 12000, 14000, 16000, 18000, 20000 |
Практичне заняття № 5
ПІДСУМКОВЕ ПРАКТИЧНЕ ЗАНЯТТЯ
(ділова гра)
1sМета заняття
1.1оЗакріплення і покращення знань з дисциплін "Машини і обладнання для видобутку нафти і газу", "Нафтогазопромислові машини і комплекси" і формування навиків раціонального технічного мислення студентів.
1.2оНабуття практичних навиків вибору, монтажу, випробовування і раціональної експлуатації обладнання для гідравлічного розриву пласта (ГРП) свердловини, що експлуатується штанговою свердловинною насосною установкою.
1.3оРозв’язання конкретних практичних завдань і вироблення навичок взаємодії між учасниками технологічного процесу
2sОб’єкт для проведення заняття, тривалість заняття
2.1оДля проведення заняття студенти використовують індивідуальні завдання на проведення ГРП із додатковими ремонтними роботами.
2.2оТривалість заняття – 4 години.
3sВказівки щодо підготовки до заняття
Використовуючи конспект лекцій, а також рекомен-довані джерела, повторити матеріал, що стосується таких питань, як вибір, монтаж, випробовування і раціональна експлуатація обладнання для ГРП свердловини, що експлуатується штанговою свердловинною насосною установкою.
Під час підсумкового заняття студенти повинні вирішити наступні питання:
1)опідготовка свердловини до проведення ГРП, розраху-нок параметрів і підбір підйомного обладнання;
2)орозрахунок параметрів і вибір промивального облад-нання;
3)орозрахунок параметрів і вибір обладнання для ГРП;
4)омонтаж і випробовування вибраного раніше облад-нання;
5)овизначення раціональних режимів експлуатації вибраного обладнання.
4sОрганізація підсумкового заняття
У підсумковому занятті бере участь одна академічна група, студенти якої вивчили комплекс обладнання для проведення ГРП. Група поділяється на команди чисельністю приблизно 9-10 студентів шляхом жеребкування або на основі загальної домовленості. Обираються технічні керівники команд. .
4.1оВидача завдання
З методичними вказівками по проведенню підсумкового заняття технічні керівники команд і студенти знайомляться завчасно, повторюють перелік питань, включених до нього. Викладач доводить до відома учасників загальний порядок проведення і підведення підсумків заняття.
На початку ігрового заняття технічний керівник роздає завдання його учасникам. Кожному студентові команди видається дані методказівки, а керівникові - карти контролю. Кожна із команд працює в окремій аудиторії. Орієнтовно тривалість гри 2-3 години.
4.2оРозподіл завдань
Технічний керівник здійснює загальне керівництво заняттям, розподіляє карти контролю, видає кожному члену команди індивідуальне завдання, проводить консультації в процесі заняття.
4.3оПослідовність проведення заняття
Після видачі завдання обидві команди одночасно приступають до роботи. У процесі роботи студентам дозволяється користуватися конспектом лекцій, довідниками, навчальними посібниками. Кожен студент при необхідності, може звертатися за консультацією до технічного керівника. Звертання за консультацією до викладача карається штрафом, величина якого визначається викладачем і складає 1-10 балів.
Чисельні результати окремих операцій заносяться в карту контролю, а необхідна текстова інформація представляється письмово в довільній формі. У картах контролю вказується прізвище студента, що виконав визначений обсяг робіт.
4.4оАналіз і підведення підсумків заняття
Критичні зауваження по змісту й організації роботи обговорюються в кожній команді після закінчення заняття.
Перемога присуджується команді за більшою сумою набраних балів. Найбільш активні учасники заохочуються у встановленому порядку.
При підрахунку кількості набраних балів враховуються також наступні дані:
1)орізниця у витраченому командами на роботу часу оцінюється 10 балами за кожні 10 хвилин;
2)оправильність виконання завдання.
5sОсновні теоретичні відомості
5.1оДля вибору моделі підйомної установки можна скористатися наведеними нижче рекомендаціями.
В загальному випадку при підйомі колони НКТ без врахування Архімедових сил, навантаження на гак рівне її вазі
, (5.1)
де - вага одного метра НКТ з врахуванням висадженої частини і замків, Н/м;
- довжина колони НКТ, м.
Аналогічно може бути визначена вага колони насосних штанг
, (5.2)
де - вага одного метра штанг і-ї ступені колони насосних штанг, Н/м;
– довжина і-ї ступені колони насосних штанг, м.
У випадку необхідності підняття колони насосно-компресорних труб заповненої пластовою рідиною разом із колоною штанг
, (5.3)
де – вага колони НКТ в повітрі, Н;
– вага рідини в колоні НКТ, Н;
– вага штанг в рідині, Н.
З врахуванням прихоплення статичне навантаження на гаку визначається за формулою
, (5.4)
де - коефіцієнт, який враховує прихват колони (приймається рівним від 1,25 до 1,30). :
Виходячи із максимального навантаження на гаку, вибрати модель підйомної установки.
5.2оДля визначення на яких швидкостях підйомної установки раціонально піднімати свердловинне обладнання в залежності від його вагових характеристик і інтервалу підйому необхідно скористатися наступними рекомендаціями.
Число труб (штанг), яке можна піднімати на кожній швидкості з умов вантажопідйомності рівне
, (5.5)
де - вага одного метра труби (штанги), Н/м;
- довжина однієї труби (штанги), м;
- максимальний натяг ходового кінця каната на кожній швидкості підйомної установки, Н.
Після проведення розрахунку за вище приведеною формулою необхідно скласти для машиніста підйомної установки режим підйому, тобто вказати, з якої швидкості починати підйом і скільки труб (штанг) піднімати на кожній швидкості.
Число труб, яке слід піднімати на кожній швидкості підйомної установки визначити у зворотному порядку:
на IV - швидкості піднімають кількість труб, яка рівна кількості обчисленій попередньо, тобто Z4’ = Z4;
на III - швидкості Z3’ = Z3- Z4;
на II - швидкості Z2’ = Z2- Z3;
на I - швидкості Z1’ = Z1- Z2.
5.3оДля визначення параметрів промивання, вибору обладнання і встановлення раціонального режиму його роботи необхідно скористатися наступними рекомендаціями.
Мінімальна витрата промивальної рідини
при прямій промивці
, м3/с (5.6)
при зворотній промивці
, м3/с (5.7)
де - внутрішній діаметр обсадної колони, м;
- внутрішній діаметр промивальних труб, м;
- зовнішній діаметр промивальних труб, м;
- критична швидкість вільного падіння піску в рідині, м/с.
Гідравлічні втрати при русі рідини.
Загальні гідравлічні втрати при промиванні визначаються за формулою
, м (5.8)
де - втрати при проходженні низхідного потоку ріди-ни;
- втрати при проходженні суміші рідини з розмитим піском;
- втрати при врівноваженні різниці питомих ваг рідини і суміші в трубах;
- втрати на шляху від насоса до промивальних труб (в шланзі, вертлюзі і в промивальній лінії від насоса до шланга);
- гідравлічні втрати в маніфольді.
Втрати напору при прямому промиванні визначаються за формулою
, м (5.9)
де - діаметр промивальних труб, м;
- швидкість низхідного потоку рідини в промивальних трубах, м/с;
- коефіцієнт гідравлічного тертя для води, який залежить від діаметра труб.
Втрати при русі суміші рідини із розмитим піском в кільцевому просторі при прямому промиванні
, м (5.10)
де - коефіцієнт, який враховує підвищення гідравліч-них втрат при наявності піску в рідині, приймається від 1,1 до 1,2;
- внутрішній діаметр експлуатаційної колони, м;
- зовнішній діаметр промивальних труб, м.
При визначенні втрат при зворотному промиванні необхідно у формулу підрахунку втрат в кільцевому просторі підставити швидкість висхідного потоку чистої рідини Vв, а коефіцієнт врахувати у формулі для руху суміші (води з піском) по центральній трубі зі швидкістю Vв.
Додатковий напір, який необхідно подолати в зв'язку з різницею гідростатичних напорів в промивальних трубах і в кільцевому просторі, внаслідок наявності піску у висхідному потоці
, м (5.11)
де - пористість піщаної пробки, приймається від 0,3 до 0,45;
- площа перерізу експлуатаційної колони, м2;
- висота пробки, промитої за один прийом (довжина однієї труби або свічки із 2-х труб), м;
- площа перерізу кільцевого простору, м2;
- густина піску, = (2600 - 2700) кг/м3.
Втрати напору в шланзі і вертлюзі приймаються в залежності від витрати промивальної рідини (таблиця 5.11).
Гідравлічні втрати в маніфольді
, м (5.12)
де - коефіцієнт тертя при русі рідини в маніфольді;
- довжина маніфольда промислового агрегату;
= (10 - 20)м;
- внутрішній діаметр маніфольда, м; = 50 мм;
- швидкість руху рідини в маніфольді, м/с.
Потужність, яка необхідна для промивання визначається за формулою
, кВт (5.13)
де – сумарні гідравлічні втрати, м;
– подача насоса, м3/с;
- ККД агрегату (приймається від 0,7 до 0,8).
Коефіцієнт використання потужності агрегату
% , (5.14)
де – номінальна потужність агрегату, кВт.
Всі розрахунки проводити паралельно для всіх швид-костей вибраного промивального агрегату і вибрати опти-мальний режим промивки.
5.4оДля визначення параметрів гідравлічного розриву пласта і встановлення типів і кількості необхідного обладнання скористатися методичними рекомендаціями поданими в практичному занятті №2.
6sВихідні дані для проведення підсумкового заняття
6.1оВихідні геолого-технічні дані.
6.1.1оОб’єкт – експлуатаційна свердловина.
6.1.2оКонструкція свердловини, мм х м:
направлення 426 х 6, зацементована до устя;
кондуктор 324 х 303, зацементована до устя;
технічна колона 245 х 2433, зацементована до устя;
експлуатаційна колона 146 х 3715, зацементована до устя.
6.1.3оЗона фільтра свердловини 2870 – 2884 м.
6.1.4оШтучний вибій свердловини –2890.
6.1.5оСпосіб експлуатації – ШСНУ.
6.1.6оПластовий тиск – 12,4 МПа.
6.1.7оТипорозмір свердловинного обладнання –
НСВ1-38-45-22.
6.1.8оГлибина опускання насоса – 2096 м.
6.1.9оКонструкція колони насосних штанг –2-ступе-нева:
1-а ступінь ШН22 довжиною 840 м;
2-а ступінь ШН19 довжиною 1256 м.
6.1.10оКонструкція колони НКТ – 2-ступенева:
1-а ступінь 73 х 7,0 Е ГОСТ 633-80 довжиною 960 м;
2-а ступінь 73 х 5,5 Е ГОСТ 633-80 довжиною 1133 м.
6.1.11оСвердловина знаходиться в експлуатації 12 років.
6.1.12оТиск гідравлічного випробування експлуатаційної колони – 28оМПа.
6.2оПрограма робіт по ГРП.
6.2.1оЗамір дебіту свердловини.
6.2.2оПідготовка під’їзних шляхів і площадки для розташування техніки.
6.2.3оПідземний ремонт свердловини до ГРП:
а)sприйом свердловини в підземний ремонт;
б)sпідйом свердловинного обладнання з подальшою його депарафінізацією;
в)sзамір вибою свердловини (вибій на глибині 2873 м);
г)sмонтаж обладнання для промивання свердловини;
д)sпромивання свердловини;
е)sпідготування технологічної рідини для ГРП.
6.2.4оГідравлічний розрив пласта:
а)sмонтаж і випробування обладнання;
б)sпроведення процесу ГРП.
6.2.5оПідземний ремонт свердловини після ГРП:
а)sзамір вибою свердловини;
б)sпромивання свердловини;
в)sопускання свердловинного обладнання для видобутку нафти ШСНУ;
г)sосвоєння свердловини.
Примітка: 1)оДля промивання свердловини використати колону НКТ, що входить до складу ШСНУ, доукомплектувавши її трубами того ж умовного діаметру.
2)оДля гідравлічного розриву пласта використати одноступінчасту колону, складенуіз труб В 73х7,0 Л ГОСТ 633-80.
7sПитання для самоконтролю
7.1оЯкі моделі підйомних установок існують і чим вони відрізняються?
7.2оЯка методика вибору моделі підйомної установки?
7.3оЯк встановити оптимальний режим роботи підйомної установки?
7.4оЯкий порядок виконання гідравлічного розрахунку промивки?
7.5оЯке обладнання використовується для промивки піщаної пробки, його основні характеристики?
7.6оЯке обладнання використовується для здійснення процесу ГРП?
7.7оВкажіть основні технологічні параметри ГРП і методику їх вибору.
8sПерелік рекомендованих джерел
8.1оМетодические указания к выполнению деловой игры по дисциплинам “Машины и оборудование для добычи нефти и газа” и “Нефтепромысловые машины и механизмы” для студентов специальностей 0508 и 0205. – Ивано-Франковск, 1989.
8.2оСправочное руководство по проектированию разра-ботки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча неф-ти./ Под ред. Ш.К. Гиматудинова. – М.: Недра, 1983.– 455с.
8.3оНефтепромысловое оборудование. Справочник. Под ред. Е.И. Бухаленко. – М.: Недра, 1990.- 559с.
8.4оБухаленко Е.И., Абдулаев Ю.Г. Монтаж, обслужива-ние и ремонт нефтепромыслового оборудования. – М.: Недра, 1985.- 391с.
8.5оБухаленко Е.И., Бухаленко В.Е. Оборудование и инструмент для ремонта. – М.: Недра, 1991.- 336с.
8.6оСулейманов А.Б. и др. Практические расчеты при те-кущем и капитальном ремонте скважин. – М.: Недра, 1984.- 224с.
8.7оСулейманов А.Б. и др. Техника и технология капи-тального ремонта скважин. – М.: Недра, 1987.- 313с.
8.8sИвановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Пекин С.С. Оборудование для добычи нефти и газа: В 2 ч. – М: ГПУ Изд-во “Нефть и газ” РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. – Ч.2 – 792 с.
Таблиця 5.1 - Маса насосних штанг згідно ГОСТ 13877-96
|
Штанги |
ШН16 |
ШН 19 |
ШН 22 |
ШН 25 |
|
Маса штанги при довжині 8000мм, кг |
12,9 |
18,29 |
24,50 |
31,65 |
Таблиця 5.2 – Маса насосно-компресорних труб згідно ГОСТ 633-80
|
Умовний діаметр (товщина стінки) НКТ, мм |
60(5) |
73(5,5) |
73(7) |
89(6,5) |
102(6,5) |
|
Маса 1 м труби з муфтою (при довжині 8 м), кг |
7,0 |
9,46 |
11,69 |
13,67 |
15,76 |
Таблиця 5.3 – Параметри підйомних агрегатів
|
Параметри |
Моделі підйомних агрегатів |
||
|
Азінмаш-37А |
А-50У |
А-50М |
|
|
Максимальна вантажопідйомність, кН |
320 |
500 |
600 |
|
Максимальна оснастка |
2х3 |
3х4 |
3х4 |
|
Кількість швидкостей |
3 |
4 |
4 |
|
Максимальний натяг набігаючої вітки каната, кН |
|||
|
на 1-й швидкості |
88,9 |
95,8 |
114,9 |
|
на 2-й швидкості |
48,6 |
66,1 |
57,5 |
|
на 3-й швидкості |
23,9 |
24,0 |
30,3 |
|
на 4-й швидкості |
- |
14,4 |
15,3 |
Таблиця 5.4 – ККД талевої системи підйомних агре-гатів
|
Число шківів талевої системи |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
ККД талевої системи |
0,97 |
0,94 |
0,92 |
0,90 |
0,88 |
0,87 |
0,85 |
Таблиця 5.5 – Механічні властивості сталей НКТ
|
Характеристика |
Група міцності сталі |
|||||
|
Д |
К |
Е |
Л |
М |
Р |
|
|
Тимчасовий опір, МПа |
655 |
687 |
699 |
758 |
862 |
1000 |
|
Границя плинності, МПа |
379 |
491 |
552 |
654 |
758 |
980 |
Таблиця 5.6 – Зрушуючі навантаження різьбових з’єднань гладких НКТ
|
Група міцності |
Умовний діаметр (товщина стінки), мм |
||||
|
60(5) |
73(5,5) |
73(7,0) |
89(6,5) |
102(6,5) |
|
|
Д |
204 |
289 |
395 |
437 |
450 |
|
К |
268 |
380 |
519 |
575 |
592 |
|
Е |
302 |
427 |
584 |
614 |
665 |
|
Л |
358 |
506 |
692 |
766 |
788 |
|
М |
415 |
587 |
803 |
887 |
913 |
|
Р |
508 |
720 |
985 |
1089 |
1121 |
Таблиця 5.7 – Теоретичні режими роботи насосного агрегату УНІТ-100х200
|
Швидкість |
І |
ІІ |
ІІІ |
ІV |
|
Ідеальна подача, дм3/с |
4,7 |
6,8 |
10,3 |
15,8 |
|
Тиск, МПа |
20 |
14 |
9,2 |
6 |
Таблиця 5.8 – Теоретичні режими роботи насосного агрегату УНІ-100х200
|
Швидкість |
І |
ІІ |
ІІІ |
ІV |
|
Ідеальна подача, дм3/с |
4,7 |
9,5 |
13,6 |
19,8 |
|
Тиск, МПа |
20 |
10 |
7 |
4,8 |
Таблиця 5.9 – Приймальність пласта
|
Темп закачу-вання, дм3/с |
4,2 |
8 |
11,8 |
18 |
24,5 |
28 |
33,5 |
36,0 |
44 |
|
Тиск на усті, МПа |
8,1 |
10,5 |
14,5 |
24 |
31,5 |
32,5 |
32 |
31,5 |
32 |
Таблиця 5.10 – Теоретичні режими роботи насосного агрегату УНІ-630х70А
|
Шви-дкість |
Число подвійних ходів на-соса, хв.-1 |
Діаметр плунжерів насоса, мм |
|||
|
100 |
120 |
||||
|
Ідеальна подача, дм3/с |
Тиск, МПа |
Ідеальна подача, дм3/с |
Тиск, МПа |
||
|
1 |
80 |
6,3 |
70 |
9 |
51 |
|
2 |
109 |
8,5 |
54 |
12,3 |
37,5 |
|
3 |
153 |
12,0 |
38 |
17,3 |
26,5 |
|
4 |
192 |
15,0 |
30,5 |
22,0 |
21,0 |
Таблиця 5.11 – Гідравлічні втрати напору в шланзі і вертлюзі
|
Витрата рідини, дм3/с |
Втрати напору, м |
Витрата рідини, дм3/с |
Втрати напору, м |
|
3 4 5 6 7 |
4,0 8,0 12,0 17,0 22,0 |
8 9 10 15 20 |
19,0 36,0 50,0 110,0 200,0 |
|
Робоча характеристика відцентрового насоса ЦНС 180-1050-1 |
|
Робоча характеристика відцентрового насоса |
|
Робоча характеристика відцентрового насоса |
Карта контролю №1 Демонтаж вузлів ШСНУ, підйом
свердловинного обладнання
|
Найменування показників, робіт |
Результати |
першій другій третій четвертій
першій другій третій четвертій
|
Карта контролю №2 Розрахунок параметрів і підбір
промивального обладнання
|
Найменування показників, робіт |
Результати |
2.1 УНІТ-100х200 корисною потужністю, кВт 2.2 УНІ-100х200 корисною потужністю, кВт
|
Карта контролю №3 Монтаж і експлуатація обладнання
для промивання свердловини
|
Найменування показників, робіт |
Результати |
Тиск випробування, МПа Закрити засувки Відкрити засувки Подача насосного агрегату, дм3/с Час перебування системи під тиском
першій другій третій четвертій 10. Всього підняти труб, шт |
Карта контролю №4 Підбір, монтаж і експлуатація
обладнання для ГРП
|
Найменування показників, робіт |
Результати |
|
Карта контролю №5
Бланк замовлення технічних засобів
|
Назва |
Умовне позначення |
Кількість |
|
Агрегати |
||
|
Обладнання |
||
|
Матеріали |
3
3
3