2 (Шпоры по нефтедобыче)

7.4 Подача штанговой насосной установки. Факторы влияющие на подачу ШСНУ. Подача установки: 1) при ходе плунжера вверх вытесняется объём жидкости V1 =(F-fшт.)*S, S -длина хода балансира, штока. F-площадь сечения плунжера. F шт. - площадь сечения штанг. 2) При ходе плунжера вниз вытесняется объём жидкости V= fшт.*S 3) Объём жидкости за полный ход V2 =(F-fшт.)*S+fшт.*S= F* S 4) Минутная подача установки Q=F*S*n n-число качания головки балансира в 1 мин. 5) теоретическая подача установки в сутки Qтеор.=1440*F*S*n. Если отношение Qфак./ Qтеор =а – коэф-т подачи установки. 0,6

1440*F*S*n*а. Факторы влияющие на подачу насоса: ап =ад* анап* аус*аут ; ад -фактор харак-ий влияние деформации штанг и труб. ад= Sпл./ Sп.шт. Sпл-длина плунжера. Sп.шт. –длина полировачного штока. анап - фактор характерезующии степень наполнения насоса жидкостью. Влияние газа на выполнение и подачу насоса учитывается коэф-ом наполнения насосом. анап= Vж /Vs

Vж-объём жидкости поступившей в цилиндр насоса на протяжение входа всасывания ; Vs- при всасывание ; аус- фактор харак-ии влияние усадки жидкости. Аус=1/В В-объёмный коэф-т жидкости . аут- фактор учитывающий влияние утечек жидкости. Утечки жидкости вазможны ч/з зазор м/у цилиндром и плунжером насоса, клапонах насоса в следствии износа и ч/з неплотности мухтовых соединений насосно-камплотажных труб. аут=1-qут/ Q Q= qут+Q Q – предполагаемая подача; qут-расход утечки.

.

4.1Обект, система и технология разработки.

Нефтяное месторождение-это

скопление углеводородов в земной коре, приуроченные одной или нескольким локалецевым структурам находящиеся в близи одного населенного пункта. Во многих случаях отдельные нефте- газоносные пласты отделены друг от друга пачками непроницаемых пластов. Такие обособленные пласты ,отличаются своим свойством, могут разрабатываться по разным технологиям. Объект разработки, исключительно выделенное в приделах месторождения геологическим образовавшие пласт, массив ,совокупность пластов ,содержащие запасы углеводородов которые извлекают из недр определенные группы скважин. Если включить в объект все пласты в пределах месторождений, то понятие объекта и месторождений будут равнозначными.. При выделении объекта следует учитывать: 1) геолого-физические свойства пород отличаются по проницаемости, коллекторным свойствам, толщине в большинстве случаев не целесообразно разрабатывать как один объект. 2)физико-химические свойства флюидов – пласты, содержащие нефть различной вязкости, содержащем парафин, содержащем бензин м/т создавать причины нецелесообразны объединения в один объект. 3) фазовое состояние углеводородов. 4) условия управления процессом разработки нефтяных месторождений. 5) техника и технология эксплуатации скважин.

1

2

3 1, 2 – вспомогательные; 3- основной. Показатели: запасы ( млн. т. ), 2) толщина пласта ( м ) ; 3) проницаемость ( 10^-3 мкм^2) вязкость(10^-3 Па*с).

5.2 Методы повышения нефтеотдачи. Все методы, повышающие коэф-т нефти извлечения м/о разделить на 3 группы: 1) усовершенствование процесса завод нения; 2) тепловые методы воздействия на залежи в целом; 3)закачка в пласты растворителей. К 1-ой группе методов отн-ся наводнение нефтяных пластов с добавками к закачиваемой в пласты воды , различных хим. Реагентов ( ПАВ, высоко вязкие полимеры) , использование двуокиси углерода в различных модификациях(смесь углеводов с водой, ПАВ). Область применения данной группы ограничивается с залежами с повышенной вязкостью нефти от 10-30сП приуроченных к пластам с проницаемостью обеспечивающие промышленную приемистость водяных нагнетательных св-ин. Ко 2-ой группе относятся процесс внутри пластового давления с созданием и перемещением фронта горения в пласте или высокой температурной зоны и закачка в пласты теплоносителей ( перегретый пар, горячая вода). Методы применяют пластах с залежью с высоковязкой нефтью равной или более 20-30 сП и пластов, обеспечивающих приемистость по воздуху или теплоносителю. 3-ая группа основана на достижении смешанности в пластовых условиях нефти и вытесняющего агента (жирный углеводородный газ высокого давления, двуокиси углерода, сжиженный газ, спирт). Методы применяются для залежей с легкой нефтью с не большой вязкостью, но приуроченные к пластам с низкой проницаемостью или пласты с глинистыми включениями, которые разбухают в контакте с закачиваемой водой и при этом резко снижают проницаемость водо-нагнетательных скв-н. При закачке в нефти насыщенные пласты с добавкой ПАВ с концентрацией 0,05 % прирост коэф-та нефти извлечения составляет 6-8% от начальных запасов.

1.3. Физико-механические и тепловые свойства горных пород. К ним относятся: упругость эластичность, прочность, нажатие , разрыв. Их необходимо знать для решения практических задач проектирования гидравлического разрыва пласта, торпедирование учета распределения давления в коллекторе. Месторождения разработанные с заводнением ( в пласт закачав воду) значительного снижения пластовой плотности не происходит. Поэтому в большинстве случаев возникают упругие деформации пористых сред. Расширяющиеся при этом горных пород и пластовой жидкости обладают упругим запасом, которые количественно оценивают коэф-ом объемной упругости пласта. (Всредн.=(1/V)*(dVпор /dP)); V-объем образца породы; dVпор-изменение или увеличение давления на dP; В средн.-зависит от состава, строения и св-в гор. породы, а так же от давления. Всредн.= (0,3 : 3)*10^(-10) Па^(-1) При снижения или увеличении Р пластов объем жидкости т/же изменяется, который харак-ся Коэф-том сжимаемости жидкости Вж=(1/ V)*(dV/dP); V-объем жидкости ; dV- его изменение при изменении давления на dP. Вн=(4:140)*10^(-10) Па^(-1) Для учета суммарной сжимаемости пор и жидкостей. В.Н. Щелкачевым была получена формула: В*=Вс+мВм Па^(-1); м-пористость . Тепловые св-ва. Хар-ся удельной теплоемкостью, коэф-ом тепло проводимости, температура тепло проводимости, коэф-т линейного расширения. Тепло-проводимость горных пород по сравнению с Ме очень низка, поэтому для прогрева на 50-60 градусов породу при забойной зоны на глубину 2-3 метра нагревают приборы выдерживающие в течение десятков часов. Процесс м/о ускорить, если совместить тепловую обработку с ультро-звуковым воздействием

1.1 Условия залегания в пласт нефти, воды и газа. Характерным признаком, осадочной пароды яв-ся их стоимость. Каждый класс ограничен снизу подошвой, сверху кровлей. Первичная форма залегания пластов, почти горизонтальна, но земная кора всегда находится в движении в результате чего пласт принимает любое наклонное положение. Земная кора в одних местах повышается, в других образуются складки и трещины. Для накопления нефти нужны особые условия . Нефтяные залежи