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
1. Характеристики центробежных погружных электронасосов. Основные параметры центробежного электронасоса: подача Q м3/сут и развиваемый напор (давле ние) Н. Напор насоса принято измерять в метрах водяного столба. Его величина характеризует высоту, на которую жид кость (вода) может быть поднята данным насосом. Напор и подача — характеристики взаимозависимые: чем выше развивае мый данным насосом напор, тем ниже его подача.
Типичная зависимость развиваемого напора от подачи ЭЦН показана на рисунке 20.2 (кривая Q—H). По характеру кривой видно, что насос с приведенной на графике рабочей характеристикой способен поднять столб воды на высоту 1150 м, но при этом он будет работать вхолостую (Q = 0). При нулевом напоре насос способен перекачивать жидкость с расходом 500 м3/сут. При подаче 300 м3/сут. установка способна поднять воду на высоту 700 м. В паспортных данных обычно указывают значения напора и подачи при максимальном КПД установки (т.н. номинальные напор и подача).
Для каждого насоса имеется рабочая область, при которой достигается максимальный к. п. д. установки. Подбор скважины для применения погружного электрона соса производится на основании данных ее исследования, в ре зультате которого определяются ее дебит и динамический уро вень при этом дебите, что соответствует напору, который дол жен развивать насос.
Электронасос спускают в скважину после очистки забоя от грязи и осадков. Затем подъемные трубы заполняют до устья жидкостью и после этого включают двигатель.
Обслуживание скважины, эксплуатируемой центробежными электронасосами, состоит в проверке подачи насоса к конт роле за работой электрооборудования(состояние наземного оборудования, заземления, наличие подачи, давления на устье (затр, буф, в нефтелинии),параметры СКАД (давление на приеме, температура обмотки ЭД, температура пластовой жидкости, ток и загрузка ЭД),дебит, динамический уровень ,спускать скребок по графику при работающем насосе, отбор проб по графику, замер дебита, произвожить съем инфы на Flash не реже 1 в неделю).
Влияние различных факторов на работоспособность ЭЦН:
-с повышением вязкости(Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других. Зависит она от силы взаимодействия между молекулами жидкости (газа), химического и фракционного состава) жидкости снижаются напор и подача – потребляемая насосом мощность увеличивается;
Методы борьбы с вредными влияниями Г на работу ЭЦН:
Если дебит снизился при понижении динамического уровня, то образовалась забойная пробка или ухудшились параметры призабойной зоны. При отсутствии понижения динамического уровня причиной снижения дебита служит Г на приеме насоса.
Неисправности:
- обрыв НКТ, кабеля, засорение приемного фильтра, перегрев ЭД, отложения парафина, солей, песка, заклинивание насоса, при высоком газ. фак. происходит голодание насоса, износ рабочих колес.
Шифр насоса означает: ЭЦН — центробежный электронасос; первая цифра после букв — группа насоса.В зависимости от поперечного размера погружного электронасосного агрегата установки подразделяются на три условные группы: 5, 5А и 6 (5 — для эксплуатации в скважинах с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7 м; 5А — с диаметром не менее 130 мм; 6 — с диаметром не менее 144,3 мм); вторая цифра — подача, м3/сут; третья — номинальный напор, создаваемый насосом в м при указанной подаче.
2. СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
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 nв (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др.
По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме (рис. 3.24). Графики построены в зависимости от безразмерного времени clip_image002, представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.
динамика добычи нефти
Рис.Типовая динамика темпа добычи нефти Тдн, жидкости Тдж и обводненности продукции nв при водонапорном режиме с выделением стадий разработки:
1 – освоение эксплуатационного объекта; 2 – поддержание высокого уровня добычи нефти;3 ‑ значительное снижение добычи нефти; 4 – завершающая
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 nв (обводненность продукции достигает 3-4 % при вязкости нефти не более 5 мПа·с и 35 % при повышенной вязкости);
- КИН 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 Тдн (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 nв (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%);
- КИН около 30-50%
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 nв до 80-85 % при среднем росте обводненности 7-8 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;
-КИН окол 50-60%
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 Тдн обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности nв.
Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80-90 % извлекаемых запасов нефти.
-Четвертая стадия - завершающая — характеризуется:
-малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Тдн (в среднем около 1% );
-большими темпами отбора жидкости Тдж (водонефтяные факторы достигают 0,7 7 м3/м3);
-высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%);
-более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения
- 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, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.
КИН – отношение извлеченных запасов к начальным. Показывает долю от начальных запасов в залежи, которые можно извлечь за все время разработки залежи.
КИН=Qизвл/Qгеол
Находится в прямой зависимости от природных свойств залежи (геологические условия), от физико-химических свойств нефти и газа и от условий разработки залежи.
КИН=ηвыт*ηохв*ηвскр.
ηвыт – отношение объема нефти, вытесненного каким-либо агентом из образца породы до полного насыщения этим агентом полученной продукции, к начальному объему нефти, содержащемуся в образце породы (0,3-0,7), ηвыт=Vвыт/Vнач=(Vнач-Vкон)/Vнач.
ηохв – отношение объема участка залежи, охваченного вытеснением, к начальному объему залежи (0,7-0,98), ηохв=Vвыт/Vзал.
ηвскр – учитывает вскрытие всех пластов, линз, прослоев эксплуатируемого объекта.
Для различных режимов КИН: 0,6-0,8 – водонапорный; 0,4-0,7 – газовая шапка; 0,2-0,4 – режим растворенного газа; 0,3-0,5 – смешанный режим; 0,1-0,2 – гравитационный
Темп разработки месторождения – отношение годовой добычи нефти к начальным балансовым/геологическим/общим запасам или НИЗ.
Темп разработки месторождения в динамике позволяет выделить стадии/этапа разработки месторождения.
3. БК - спущенная в скв сборка из БТ, предназначенная для подачи гидравлической и механической энергии к долоту, создания осевой нагрузки на него, для управления траекторией скважины.
Функции БК:
- передача вращения от ротора к долоту
- подача к забою промывочного агента
- передача гидравлической энергии к долоту и погружному двигателю
- вдавливание долота в ГП
- транспорт долота и двигателя для замены
- ведение специальных и аварийных работ
Основные элементы, составляющие бурильную колонну,— ведущие трубы, бурильные трубы, бурильные замки, перевод ники, центраторы бурильной колонны, утяжеленные бурильные трубы и т.д.
Основные элементы (конструктивная оснастка):
ВБТ - квадратного или шестиугольного сечения. Служит для передачи вращения от ротора к БК при роторном бурении, а при турбинном - не позволяет вращаться БК под действием реактивного момента. Внутри круглого сечения для подачи БР. (Стороны квадрата - 112, 140, 155; диаметр внутреннего канала - 74, 85, 100) Трубы бурильные ведущие представляют собой толстостен ную трубу, имеющую в сечении квадратную, шестигранную или крестообразную форму с концентрично расположенным круглым или квадратным отверстием для прохода бурового раствора.
Наиболее распространены ведущие трубы с квадратным сечением. Шестигранные и крестооб разные ведущие трубы применяются редко.
Ведущие трубы конструктивно выполняются в двух вариан тах: сборными, составленными из трех деталей, и цельными.
Материалы ВБТ- сталь группы прочности Д и марки 36Г2С
Длинна 12-14м.
Бурильные трубы с высаженными внутрь концами имеют конусную мелкую трубную резьбу. Высадка внутрь на концах трубы уменьшает ее внутренний диаметр. Со единяются такие трубы при помощи бурильных замков (рис. 36, а) или соединительных муфт (рис. 36,6). Длина таких труб составляет 6,8 и 11,5 м, а наружный диаметр 60, 73, 89 и 102 мм. Трубы диаметрами 114, 127, 140 и 168 мм имеют длину 11,5 м.
Бурильные трубы с высаженными наружу концами имеют такую же резьбу, как и трубы с высажен ными внутрь концами. Высадка наружу позволяет иметь оди наковый внутренний диаметр* по всей длине трубы, что резко улучшает гидравлическую характеристику этих труб по сравне нию с трубами с высаженными внутрь концами, так как значительно снижаются потери на преодоление сопротивлений при прохождении промывочной жидкости по бурильной колонне.
Рассматриваемые трубы соединяются также при помощи соединительных муфт или бурильных замков. Они имеют такую же длину, что и трубы с высаженными внутрь концами. Заводы выпускают трубы диаметрами 60, 73, 89, 102, 114 и 140мм
Замок - соединительный элемент бурильных труб для свинчивания их в колонну. Бурильный замок состоит из ниппеля и муфты, закрепляемых на концах бурильной трубы (рис.). Бурильный замок соединяется с трубой конической резьбой или с помощью сварки, в последнем случае детали бурильного замка принято называть соединительными концами, состоящими из ниппеля и раструба. Навинчиваемые бурильные замки обычно собирают с трубами горячим способом (нагрев деталей бурильного замка — 400-450°С). Бурильные трубы свинчиваются между собой с помощью замкового соединения, состоящего из конической резьбы с крупным шагом и упорных поверхностей (торца муфты и уступа ниппеля), обеспечивающего герметичность, а также быстроту его сборки и разборки. Для уменьшения переменных напряжений в резьбовом соединении бурильный замок с трубой применяют стабилизирующие пояски на трубе и расточки на замке.
Для соединения бт используют замки трех типов
-ЗШ(замок широкий) с диаметром канала близким к внутреннему диаметру труб с высаженными внутрь концами.
-ЗН( замок нормальный) с даметром канала существенно меньше врнутреннего даметра труб для БТ с высаженными внутрь
ЗУ( замок увеличенный) с увеличенным диаметром канала (высаженными наружу,а также для турбинного бурения
Так же есть БТ с приваренными замками. Бурильные трубы с приваренными соедини тельными концами (рис. 38), имеющие одинаковый внут ренний диаметр по всей длине, предназначены для всех видов вращательного бурения. Они изготовляются путем приварки на специальных машинах соединительных концов к трубным заго товкам. После этого концы обрабатываются под муфту и нип пель соответствующим образом и после нарезки замковой резьбы получается упорное замковое соединение.
Трубы рассматриваемой конструкции имеют длину 12 и 8 м и наружный диаметр 168, 146, 121 и 114 мм. Следовательно, при применении таких труб свеча может быть собрана из двух 12-м или трех 8-м труб с наличием в каждом соединении вместо трех лишь одного упорного резьбового соединения.
В БТ с блокирующим пояском вблизи резьбы есть проточка, на которую в горячем состоянии наворачивается часть замка, а после остывания остается герметичный контакт замка и трубы.
Легкосплавные ЛБТ Применяются при турбинном бурении или ВЗД для снижения нагрузки на вышку и талевую систему. Выпускают трубы с навинченными замками, беззамковые конструкции (утолщенные на концах для нарезки резьбы), с утолщенной стенкой для компановки низа БК. Изготавливают из сплава алюминия. Выпуск даметром 73-147
Сортамент БТ - 60.3, 73, 89, 101.6, 114.3, 127, 139.7, 168.
Свеча - соединение 2-3 БТ для сокращения СПО. 25, 37м.
УБТ - массивная БТ с увеличенной толщиной стенки. Предназначена для создания нагрузки на долото и обеспечения повышенной жесткости БК, не допуская ее изгиба. (178, 203, 229, 254, 273, 299)
Вспомогательные элементы (технологическая оснастка):
Переводники - для соединения составных элементов БК (ВБТ+вертлюг, БК+ВЗД, ВЗД+долото).
Калибраторы, центраторы, стабилизаторы, промежуточные опоры - опорно-центрирующие элементы для правильного формирования ствола и управления его траекторией.
Центраторы предназначены для предупреждения искривления ствола ск-ны. Соприкасаясь в трёх точках скважины центратор обеспечивает соосность бур колонны и скважины. На 2-3 ммм меньше дотота, длина 0,4-0,8м
Калибратор - устанавливается на валу забойного двигателя. Будучи расположенным очень близко к долоту и имея поперечный размер, равным диаметру долота, калибратор способствует возникновению очень большой отклоняющей силы. Калибраторы предназначены для калибровки ствола скважины, улучшения работы долота и забойного двигателя. разновидность породоразрушающего инструмента для обработки стенок скважины и сохранения номинального диаметра ее ствола в случае износа долота. В бурильной колонне калибратор размещают непосредственно над долотом. Он одновременно выполняет роль центратора и улучшает условия работы долота.длина 0,4-0,8м
Промежуточная опора - применяется с целью улучшения работы УБТ, повышения устойчивости, ограничения площади контакта труб со стенками скважины. Квадратного сечения с диаметром внутреннего круга 0.95 от долота.
Стабилизаторы - предназначены для центрирования бурильной колонны и забойного двигателя, стабилизации и изменения траектории ствола скважины. Стабилизаторы - это опорно-центрирующие элементы для сохранения жесткой соосности бурильной колонны в стволе скважины на протяжении некоторых, наиболее ответственных участков. От центраторов они отличаются большей длиной.
Даметр На 2-3 ммм меньше дотота или такой же как и у цетратора, длина 0,8-1,5м
Отклонитель - используются в направленном бурении, находится перед забойным двигателем. (уипсток, долото с насадкой для размыва, кривой переводник, искривленный забойный двигатель)
Резиновые кольца - для предохранения БК от истирания прибурении. Бывают разъемные и неразъемные. Одеваются без смазок, крепятся к БТ клеем.
Обратные клапаны для БТ - для предотвращения НГВП через БТ при бурении. Устанавливают в колонне БТ под нижним переводником ведущей трубы. Рабочее давление 15 - 35 МПа.
Маркировка БТ: 20Е10-2-41. 20-номер комплекта, Е-группа прочности, 10-толщина стенки, 2-год ввода в эксплуатацию, 41-номер трубы в комплекте
Взаимное расположение элементов обусловлено их даметрами длинной долота и расстоянием между ними
4. Методы анализа производственного травматизма.
На производстве бывают НС:
- групповые
- со смертельным исходом
- с тяжелым исходом
- без тяжелых последствий
- микротравмы (не вызвали потери работоспособности)
Первые 3 расследуются во главе с гос. инспектором ОТ. Последние - своей комиссией. Расследуют травмы, смерти, острые и хронические заболевания.
НС считается производственным:
- потерпевший совершал действия в интересах нанимателя
- при следовании на и с работы на транспорте организации
- на личном транспорте по распоряжению нанимателя
- при ликвидации ЧС
Главными задачами анализа травматизма являются установление закономерностей, вызывающих несчастные случаи, и разработка на этой основе эффективных профилактических мероприятий.
Статистический метод основан на изучении причин травма тизма по документам, в которых регистрируются несчастные слу чаи.
Топографический метод, предусматривает анализ несчастных случаев по месту их происшествия, при этом все несчастные случаи систематически наносятся условными знаками на планы цехов, в результате чего наглядно видны рабочие места, участки с повышен ной травмоопасностью.
Монографический метод изучения травматизма включает де тальное исследование всего комплекса условий труда, в которых произошел несчастный случай. В результате та кого исследования выявляются не только причины происшедших несчастных случаев, но и, что особенно важно, причины, которые могут привести к травматизму.
Экономический метод показывает мат ущерб принесенный предриятию одним нс.