1. Энергия напора пластовых вод

Подводное устьевое оборудование. Назначение комплекса. ПОДВОДНОЕ УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ — комплекс технических средств для герметизации и подвески обсадных колонн и устройств при эксплуатации нефтяных и газовых скважин с подводным устьем. Подводное устьевое оборудование состоит из оборудования обвязки (подвески и герметизации межтрубных пространств) обсадных колонн (OK) и подводной фонтанной арматуры с устройствами для соединения её с устьем скважины и водоотделяющей колонной. Оборудование обвязки OK включает колонные и подвесные головки, узлы герметизации межтрубных пространств и основание. Морской стояк является одним из важнейших и ответственных узлов общего комплекса ПУО.
Морской стояк обеспечивает замкнутую циркуляцию бурового раствора и изоляцию ствола бурящейся скважины от морской воды. Телескопическое соединение морского стояка и наличие компенсатора вертикального перемещения обеспечивают ограниченное перемещение ППБУ по вертикали по отношению к ПУО, жесткозакрепленному на морском дне. Горизонтальное перемещение ППБУ по отношению к устью скважины ограничивается допустимой гибкостью бурильной и обсадной колонн и конструкции шарнира морского стояка. Обычно горизонтальное перемещение составляет 3 - 5 % глубины моря. Вертикальное перемещение ограничивается длиной хода компенсатора. БИЛЕТ № 25
Какие существуют основные задачи при проектировании или анализе работы установок для подъема жидкости из скважин Уравнение баланса давлений при движении газожидкостной смеси в скважине. При проектировании или анализе работы установок для подъема жидкости из скважин, когда по НКТ движется ГЖС, основным вопросом является определение потерь давления, связанных с этим движением. Рассматривая некоторый участок вертикальной трубы, в которой движется ГЖС, можно записать
2 1
р
р
р
р
р
ус
тр
с




,
(1) где р - давление в нижней части трубы,
с
р
- давление, уравновешивающее гидростатическое давление столба ГЖС,
тр
р
- потери давления на преодоление сил трения при движении ГЖС,
ус
р
- потери давления на создание ускорения потока ГЖС, так как его скорость при движении в сторону меньших давлений увеличивается из-за расширения газа р - противодавление на верхнем конце трубы.Уравнение (1) справедливо для всех случаев короткой и длинной трубы, вертикальной и наклонной и является основным при расчете потерь давления и их составляющих.При практических расчетах могут возникнуть две основные задачи, когда известно давление вверху р и требуется определить давление внизу р или наоборот. При этом все другие условия, такие как длина трубы, ее диаметр, расход поднимаемой жидкости, свойства жидкости и газа и другие, должны быть известны. Это так называемые прямые задачи. Но могут возникнуть и другие задачи, которые можно назвать обратными. Например, требуется определить расход поднимаемой жидкости
q
при заданном перепаде давления
2 1
р
р

. Или определить необходимое количество газа Г для подъема заданного количества жидкости
q
при заданном перепаде давления
2 1
р
р

и ряд других задач. Во всех случаях необходимо знать слагаемые, входящие в уравнение баланса давления (Обозначим

- плотность жидкости,
L
- длина трубы по вертикали, с - плотность ГЖС, h - потеря напора на трение на участке трубы длиной в 1 м столба ГЖС, ус - потеря напора на ускорение на участке трубы длиной в 1 м столба ГЖС. С учетом этих обозначений уравнение (1) запишется в виде
g
L
h
L
h
gL
p
p
c
ус
c
тр
c







2 1
(2) Разделив обе части равенства (2) на
gL

, найдем 1
ус
тр
с
с
ус
c
тр
c
h
h
h
h
gL
p
p
















(3)

Обозначим через
gL
p
p


2 1


, который является действующим перепадом давления, выраженным в метрах столба поднимаемой жидкости, отнесенным км длины трубы. Если известно давление внизу
1
p , то




n
i
p
p
p
1 1
2
(10) Таким образом, задача сводится к расчету потерь давления на коротких участках подъемника при заданных параметрах движения (q, d, Г, ρ и при последующем их суммировании. Очевидно, чем больше n, те. чем меньше l

, тем точнее будет такое решение. Какими методами укладываются трубопроводы с баржи Развитие добычи нефти и газа на Каспийском море привело к необходимости строительства подводных морских трубопроводов различного назначения. Первые подводные трубопроводы начали прокладывать с концах и начала 1950 годов. Незначительное удаление нефтепромысловых акваторий Каспия от берега, небольшие глубины моря и потребность в трубопроводах малого диаметра предопределили технику и технологию строительства трубопроводов в эти годы. Первые трубопроводы диаметром 63-114 мм прокладывали методом протаскивания по дну моря с помощью буровой лебедки. В дальнейшем стали применять метод укладки трубопровода с плавучих средств, с киржима. Последний из указанных методов, представленный на рис. 10.3, применяют ив настоящее время для прокладки внутрипромысловых трубопроводов Начало строительства подводных магистральных трубопроводов связано с открытием газового месторождения Южное в х годах. Для транспортирования газа с этого месторождения на сушу потребовалось строительство магистрального газопровода в условиях открытого моря. Удаленность района добычи газа от берега обусловила разработку новой технологии строительства трубопроводов, по которой заготовка километровых плетей, их антикоррозионная изоляция, балластировка, оснастка транспортными понтонами производятся на береговой монтажно-сварочной площадке. При благоприятной погоде километровые плети с монтажной площадки сбрасывают в море и на плаву транспортируют в район строительства, где вместе с понтонами затапливают по трассе (метод свободного погружения. Отдельные плети трубопровода стыкуют на крановом судне, специально оборудованном для этой цели. Длина этих барж может доходить до 150 метров, а укладываемые ими трубы - до 1525 мм в диаметре. Трубы обычно поставляются длиной 12 метров, и могут быть покрыты бетоном для утяжеления. Трубы привариваются друг к другу вдоль линии сборки, проходящей по длине баржи. Вдоль этой линии расположен ряд сварочных постов, где работают высококвалифицированные сварщики на высокоэффективных сварочных машинах. По мере перемещения каждой следующей трубы на сварочный участок, она становится частью трубопровода, который проходит через корму баржи ко дну моря, и, наконец, к терминалу, находящемуся на расстоянии в несколько сотен миль. Со сварочного участка трубопровод перемещается на участок рентгеноскопии, где каждый новый сварной шов проверяется на наличие дефектов в соединении. Если дефектов не обнаружено, сварной шов покрывается антикоррозийной изоляцией. По мере увеличения длины трубопровода баржа перемешается вперед, каждый раз на несколько метров. После каждого перемещения баржи новый участок трубопровода, приваренный, подвергнутый рентгеноскопии и заизолированный, спускается с кормы вводу, вниз по наклонной площадке, называемой
стингером
.
Стингер поддерживает трубу до некоторого расстояния под водой и направляет ее под небольшим углом на морское дно. По мере движения трубоукладочной баржи, она тянет за собой плуг, который роет траншею на морском дне. Трубопровод укладываетсяв траншею, где он будет защищен от повреждения путем естественной замывки или засыпки. Морские течения перемещают песок, вырываемый плугом, обратно в траншею, покрывая трубопровод. Затем, после завершения прокладки трубопровода к платформе, водолазы подсоединяют его к стояку, участку трубопровода, который поднимается с морского дна к палубе и крепится к конструкции. Позже укладка глубоководных трубопроводов была выполнена по новой технологии, сущность которой заключается в том, что для регулирования напряжения в трубопроводе в процессе его погружения на дно

моря были применены разгружающие понтоны взамен направляющего устройства- стингера. Это позволило значительно уменьшить изгиб трубопровода и тем самым обеспечить безаварийную его укладку в жестких гидрометеорологических условиях. Для чего предназначы основные элементы подземного оборудования газовых скважин Для надежной эксплуатации газовых скважин используется следующее основное подземное оборудование Колонна НКТ спускается в скважину для предохранения обсадной колонны от абразивного износа и высокого давления, для создания определенных скоростей газожидкостного потока и выработки газонасыщенного пласта снизу вверх. Хвостовик применяется для улучшения выноса твердых частиц и жидкостей с забоя скважины. Разобщитель (пакер) предназначен для постоянного разъединения пласта и затрубного пространства скважины с целью защиты эксплуатационной колонны и НКТ от воздействия высокого давления, высокой температуры и агрессивных компонентов (Н, CO
2
, кислот жирного ряда, входящих в состав пластового газа Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации а нем забойного клапана-отсекателя. Он спускается в скважину на колонне НКТ и устанавливается обычно выше пакер. Циркуляционный клапан обеспечивает временное сообщение центрального канала с затрубным пространством с целью осуществления различных технологических операций Ингибиторный клапан предназначен для временного сообщения затрубного пространства скважины с внутренним пространством колонны НКТ при подаче ингибитора коррозии или гидрат образования в колонну. Клапан устанавливается в колонне НКТ вовремя ее спуска и извлекается вместе с ней (КИМ-89В-350К). Устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины предназначено для временного перекрытия скважины у нижнего юнца колонны фонтанных труб при аварийных ситуациях или ремонте оборудования устья. Оно может устанавливаться в различных местах в НКТ. Что такое давление насыщения и газовый фактор ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ — (нас) давление в кгс/см2, под которым находится растворенный в нефти попутный нефтяной газ. Предложен метод (Леворсен, Гассоу) использования нас для определения конечного времени формирования залежей нефти. Давление насыщения нефти газом - Равновесное давление, при котором при постоянных термобарических условиях из жидкости начинает выделяться газ. Определяется лабораторными анализами глубинных проб нефти, отобранных с забоев скважин. Величину давления насыщения необходимо знать при разработке и эксплуатации нефтяных залежей, стем, чтобы как можно дольше не допускать снижения пластового давления ниже давления насыщения во избежание выделения из нефти растворенного газа и тем самым – перехода на работу залежи при менее эффективном газовом режиме. ГАЗОВЫЙ ФАКТОР
— отношение количества выделившегося газа (в м) к количеству нефти (в т или в м. Величина его зависит от степени насыщенности нефти растворенным в ней газом и от глубины залежи. В залежах с газовой шапкой газовый фактор может резко возрастать при прорыве газа к забою скважин, эксплуатирующих нефтяную часть залежи. Какие источники загрязнения окружающей среды имеются при сборе и подготовке скважинной продукции Основными источниками загрязнения воздуха является технологическое оборудование, применяемое на месторождении печи подогрева нефти (продукты горения);резервуары (испарения);аппараты (испарения от буферных емкостей, насосов, сепараторов, соединений трубопроводов);газотурбинные двигатели (продукты горения);котлы котельных (продукты горения);факельные системы (продукты горения. Меры по охране недр должны включать комплекс мер по предотвращению выбросов, открытого фонтанирования, грифонообразования, обвалов стенок скважин, поглощения промывочной жидкости и других осложнений обеспечение максимальной герметичности подземного и наземного оборудования;выполнение запроектированных