Файл: Контрольная работа по дисциплине Технология эксплуатации нефтяных и газовых скважин (8 семестр).docx

Вибратор запускают в работу путем прокачивания в течение 5—8 мин рабочей жидкости с расходом 5—10 л/с. Затем расход постепенно увеличивают и доводят его до оптимального значения для данного типа вибратора.

Рабочую жидкость начинают закачивать в НКТ при открытом затрубном пространстве. После появления циркуляции через затрубное пространство его закрывают. Закачивают в скважину весь объем рабочей жидкости, а затем продавочную жидкость. С увеличением давления закачивания на устье свыше 30 МПа и при резком возрастании давления в затрубном пространстве его открывают. При этом рабочую жидкость направляют в специальную емкость для дальнейшего использования.

В процессе обработки регистрируют давление и расход. По окончании обработки поднимают НКТ с вибратором, спускают глубинное оборудование и скважину вводят в эксплуатацию путем плавного запуска.
2.3 Показатели эффективности технологических операций

Эффективность технологического процесса оценивают по ряду показателей, которые подразделяют на следующие группы: технологические, экономические и экологические.

К технологическим показателям относятся: мощность, или производительность, выход целевого продукта, селективность, степень конверсии, расходные коэффициенты по сырью и энергии.

Экономические показатели определяют экономическую эффективность производства. Важнейшими среди них являются себестоимость продукции и производительность труда.

Экологические критерии производства широко используются в промышленности для оценки состояния окружающей среды и совершенства технологических процессов.

Различают экологические показатели, определяемые опытным путем, и показатели, которые получают расчетом.

3. 
   Методика расчета основных технологических параметров.
   

Эта методика основана на вероятностно- статистической модели слоистого, зонально-неоднородного пласта. Позволяет рассчитывать динамику годовой добычи нефти и жидкости по объекту разработки в целом. Для выполнения расчетов требуется следующие исходные данные:

1. общее число скважин n₀;

2. балансовые запасы нефти Q_б, тыс. т;

3. площадь нефтеносности S, м²;

4. коэффициенты продуктивности скважин, т/сут ·МПа. Он вычисляется путем деления фактически замеренного дебита нефти скважины на ∆Р =Р

---

_пл –Р_з. Данные о коэффициентах продуктивности скважин можно найти в ежемесячно составляемых технологических режимах;

5. вязкости и плотности нефти в пластовых условиях и закачиваемой воды μ_н, μ_в, мПа·с; ρ_н, ρ_в, м³/т ;

6. средний коэффициент эксплуатации скважин, ξ_э, д.е;.

7. коэффициент вытеснения нефти водой, К_выт,, д.е;.

8. средний ∆Р в добывающих скважинах;

9. предельная обводненность, при которой будут отключаться добывающие скважины А₂, д.е;

10. гистограмма распределения проницаемости по отдельным пропласткам.

Расчетные формулы

11. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита:

,

где

,

,

µ_*- коэффициент подвижности.

12. Амплитудный дебит скважины – это возможный максимальный дебит скважины при одновременном разбуривании и вводе всех скважин:

.

13. Подвижные запасы:  .

14. Расчетная предельная обводненность добывающей скважины:

где



15.Начальные извлекаемые запасы нефти и жидкости:

,

.

16. Начальные извлекаемые запасы жидкости в поверхностных условиях:

.

17. Коэффициент извлечения нефти:

КИН =  .

---

18. Годовой отбор нефти на первой стадии разработки:

 - накопленный отбор нефти на конец предыдущего года;

 - количество введенных извлекаемых запасов нефти на конец расчетного года

= 

n_t = n_t-1+ n_tб/2,

где n_t-1- число введенных в разработку скважин на конец предыдущего года; n_tб – число вводимых скважин в текущем году.



где q₀₂- уточненный амплитудный дебит залежи, рассчитанный на последний год второго этапа разработки.
4. Применяемые техника, оборудование, материалы.

В качестве рабочей жидкости при вибровоздействии в нефтяных скважинах используются нефть, соляная кислота, керосин и их смеси; в водонагнетательных скважинах — вода, соляная кислота и другие жидкости на водной основе. Техника для проведения вибрационного воздействия.

Вибровоздействие на ПЗП производят в основном гидравличскими вибраторами. Существуют вибраторы золотникового типа и гидроударники.

Гидравлический вибратор золотникового типа (ГВЗ) создает колебания давления вследствие периодического перекрытия золот­ником потока рабочей жидкости. ГВЗ имеет следующее устройство (рис. 1).

В корпусе жестко закрепляется ствол в виде стакана с щелевидными прорезями на его образующей. Внизу цилиндра имеется отверстие. На стволе вращается золотник (подвижный элемент, направляющий поток жидкости или газа в нужный канал через отверстия) также с щелевыми прорезями вдоль образующей. Прорези в стволе и золотнике выполнены под некоторым углом к их образующим. Однако направле­ния прирезей в стволе и золотнике противоположные. Таким образом, создается как бы турбинное устройство, у которого направляющим ап­паратом является ствол, а рабочим колесом — золотник. В стволе также имеются пусковые отверстия для запуска золотника при перекрытии щелей в стволе.

---

Закачиваемая рабочая жидкость проходит через щели в стволе и по­падает в щели в золотнике. В этот момент, из-за расположения отверстий под углом друг к другу, золотник начинает вращаться под действием струи жидкости. Во время своего вращения золотник периодически перекрывает щели в стволе, что приводит к созданию гидравли­ческих импульсов (ударов).

Частота гидравлических ударов зависит от числа щелей в золотнике и его оборотов. ГВЗ могут создавать колебательные движения с частотой до 30000.

Гц.

Рис. 1. Гидравлический вибратор золотникового типа (ГВЗ): 1-ствол; 2-шариковые опоры; 3-циклический золотник.

Гидравлический удар сопровождается резким подъемом давления, а это способствует резкому импульсивному истечению жидкости из отверстия в нижней части ствола. Периодическое истечение Жидкости из щелей при вращении золотника приводит к образо­ванию циклических колебаний в жидкости в затрубном прострастве. Кроме созданных вращающимся золотником колебаний образуются еще сложные колебания за счет появления отраженных волн.

Исследованиями установлено, что резонансные явления могут возникнуть только при очень низких частотах (несколько герц) создаваемых колебаний. Если частота колебаний достигает сотен герц, то в скважинах глубиной 1000—5000 м резонанс не возникнет. Следовательно, эффективность обработки снизится.

При работе гидравлического вибратора НКТ удлиняются. Например, при длине НКТ 1500 м и давлении 5, 10 и 20 МПа удлинение составит соответственно 0,4, 0,8 и 1,5 м; а при длине НКТ 2000 м при тех же давлениях — 0,5; 1,0 и 2,0 м.

Для устранения самопроизвольного отворачивания или поломок НКТ на больших глубинах применяют амортизатор. Он снижает амплитуду упругих волн, распространяющихся от вибратора по металлу НКТ (рис. 2). Усилия, возникающие вдоль оси амортизатора, передаются на резиновый шнур. Последний деформируется и уменьшает передачу силовых импульсов на НКТ.



Рис. 2. Амортизатор резиновый: 1 — корпус; 2 — резиновый шнур; 3 — винт

Когда рабочая жидкость подводится к вибратору по НКТ, только 50% энергии давления колебания передается в жидкость в затрубном пространстве. Поэтому разработаны конструкции вибраторов, к которым рабочая жидкость подводится через затрубное пространство. При этом рабочая жидкость входит в контакт с призабойной зоной пласта, затем поступает в специальный фильтр для очистки и по НКТ поднимается на поверхность — в емкость для циркуляции. Возникающие в вибраторе гидроударные импульсы (колебания дав­ления) непосредственно воздействуют на ПЗП.

---

Преимущества этой конструкции вибратора заключаются в следующем: отпадает необходимость перемещения его по толщине пласта, так как столб жидкости в затрубном пространстве раскачивается в значительном интервале; трещины, образовавшиеся за счет колебания давления, можно закреплять песком путем добавления его порций в рабочую жидкость.

Для воздействия на большую толщину пласта или одновременного воздействия на верхние продуктивные пласты применяют шланговый вибратор.

Его устанавливают выше основного гидравлического вибратора. Для работы шлангового вибратора используется отраженная волна, распространяемая вверх по НКТ. В вибраторах типа ГВЗ энер­гия этой волны бесполезно терялась. Шланговый вибратор состоит из ниппеля и муфты, соединенных между собой перфорированной трубой. Внутри этой трубы находится шланг, через который проходит рабочая жидкость и далее поступает в гидравлический вибратор (рис. 3). В зависимости от эластичности трубы, ее радиуса, толщины стенок и других параметров часть энергии передается жидкости в затрубном пространстве.

Для повышения эффективности воздействия на истощенные пласты шланговый вибратор изготавливают из эластичного материала и, наоборот, для более эффективного воздействия на насыщеные со шланговым вибратором.



Рис. 3. Схема работы гидравлического вибратора. 1 — двухзамковые элементы ниппеля и муфты; 2 — перфорированная труба; 3 — шланг

Пласты рекомендуют максимально усилить жесткость шлангового вибратора. Вибраторы типа ГВЗ не рассчитаны для рабочих жидкостей с абразивными примесями, применяемых из-за необходимости закрепления создаваемых трещин. Для этой цели разработана конструкция вибратора с фильтрующим устройством ВФ-108.

Фильтр крепится к вибратору сверху и состоит из внешней и внутренней перфорированных труб, между которыми находится фильтрующая сетка. В нижней части фильтра имеется трубчатый хвостовик, вставляемый в ствол вибратора. Снаружи фильтра имеется корпус. Между нижним концом фильтра и стволом вибратора уста­навливают втулку для подвода отфильтрованной рабочей жидкости к вибратору.

Рабочая жидкость, поступая по НКТ во внутрь фильтра, делится на два потока. Один из них с песком идет по трубчатому хвостовику фильтра, минуя рабочую полость вибратора. Другой поток, очищенный от песка, попадает в кольцевое пространство между внешней трубой фильтра и его корпусом, затем через окна втулки направляется в зазор между стволом вибратора и трубчатым хвостовиком фильтра и приводит во вращение золотник вибратора.

---