1. Энергия напора пластовых вод
 Скачать 4.08 Mb.
| Образовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей |
В соответствии с элементами систем разработки вводится их классификация. 1. По размещению скважин на залежи Системы скважин могут быть с равномерными неравномерным расположением скважина) Равномерным называется такое расположения скважин, при котором расстояние между скважинами постоянно. Равномерное расположение скважин применяется при режиме растворенного газа. б) неравномерная сетка скважин применяются при напорных режимах Расстояния между скважинами в рядах уменьшается к центру. В пределах одного ряда скважины размещаются на одинаковом расстоянии друг от друга. 2. По пополнению пластовой энергии Системы разработки классифицируются по а) отсутствию воздействия на пласт, при котором используется естественный напор краевых вод, упругие силы пласта, газа и жидкости б) наличию воздействие на пласт, характеризующееся непрерывным пополнением пластовой энергии путем нагнетания в пласт воды или газа (ППД) В зависимости от способа ППД различают системы с законтурным, приконтурным, внутриконтурным заводнениями и нагнетанием газа в газовую шапку. Законтурное заводнение применяется при разработке сравнительно небольших по запасам залажей нефти. При этом виде заводнения закачка воды производится вряд нагнетательных скважин, размещаемых за внешним контуром нефтеносности (КН. Приконтурное заводнение проектируется тогда, когда затруднена гидродинамическая связь нефтяной зоны пласта с законтурной областью, а также с целью повышения эффективности законтурного заводнения. В этом случае нагнетательные скважины размещаются на внешним или внутреннем КН, или же в водонефтяной зоне. Внутриконтурное заводнение является наиболее распространенным видом заводнения, когда нагнетательные скважины ставятся внутри контура нефтеносности. Различают следующие виды внутриконтурного заводнения блочное, сводовое, площадное, очаговое и комбинированное. Стадии разработки нефтяных месторождений с водонапорным режимом Процесс РНМ характеризуется постоянным изменением всех технологических показателей добычи нефти, жидкости, фонда эксплуатационных скважин, объемов нагнетаемой воды, пластового давления и др. При этом разработка каждого месторождения проходит через определенные стадии, отличающихся новым качественным состоянием нефтяного месторождения (НМ. Стадия- это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей. При исследовании процесса РНМ кривые изменения показателей строятся от безразмерного времени. зап ж Q t t q ) ( , где t t q ж нарастающая добыча жидкости зап Q -балансовые запасы нефти. Для исследования стадийности процесса разработки выбираются наиболее важные технологические показатели, которые выражены в следующих безразмерных величинах изменение среднегодового темпа отбора нефти из пласта от балансовых запасов нефти Т н ; изменение среднегодового темпа отбора жидкости пласта от балансовых запасов нефти Тж изменение относительно действующего фонда скважин шах тех N N N / , представляющего отношение текущего эксплуатационного фонда к его максимальную значению обводненность добываемой жидкости в поверхностных условиях в Коэффициент нефтеотдачи На основании анализа этих показателей процесс РНМ разбивается наследующие четыре стадии. I.- освоение эксплуатационного объекта. II.- поддержание высокого уровня добычи нефти. III.- значительное снижение добычи нефти. IV.- завершающая. Основное влияние на показатели процесса разработки оказывает величина максимального уровня добычи нефти чем выше этот уровень, тем меньше длительность II стадии и тем круче спад добычи в III стадии. Вид кривой добычи нефти для различных месторождений с учетом времени их разработки определяется также теми ограничениями, которые накладывает на них технология и техника добычи нефти и т.д., те. зависит от всех звеньев процесса. Определение границ между стадиями непростая задача. Границу между I, II и III можно определить по характерному изменению Т н . Границу между III и IV стадиями можно определить по кривой в. После достижения 80-90% обводнения интенсивность роста в n подает. По этой точке перегиба в n определяется конец III стадии. Вследствие того, что темп отбора нефти зависит от темпа отбора жидкости, то необходимо учитывать не только Т н но и изменения Т ж При разработке месторождений с маловязкими нефтями с мПа H 5 основные запасы извлекаются на III и IV стадиях процесса. Медленный темп ввода месторождения в разработку сокращает стадию стабильной добычи нефти, растягивая сроки разработки и ухудщая в целом показатели процесса. Высокий максимальный темп, сокращая II стадию, как следствие создает условия для более интенсивного падения добычи нефти на III стадии. Чем выше достигнутый КНО затри стадии разработки, тем короче IV стадия. Какие существуют виды запорной трубопроводной арматуры Для чего предназначена запорная трубопроводная арматура. Запорная арматура предназначена для периодических герметичных отключений аппаратуры, приборов или отдельных участков трубопроводов. К запорной арматуре относятся краны, задвижки и вентили. Номенклатура запорной арматуры весьма обширна. Краны применяются, как правило, в трубопроводах низкого давления. Запорный орган выполняется в виде усеченного конуса, при повороте которого на 90 0 полностью закрывается или открывается проходное сечение. Верхние концы пробок выполняют квадратными (подключи имеют риску, указывающую на открытие или закрытие трубы. Предусмотрен поворот пробки на 90 0 . Затворы кранов могут быть как коническими, таки сферическими (такие краны называют шаровыми. В большинстве кранов поверхность контакта пробки и седла должна смазываться. Для этого предусматривается принудительная подача смазки на трущиеся поверхности. В системе трубопроводов, транспортирующих нефть, газ и воду широко используют стальные и чугунные задвижки различных диаметров с ручными дистанционным управлением, применяют клиновые и параллельные прямоточные) задвижки с неподвижными выдвижным шпинделем. Установка задвижек осуществляется с помощью фланцевых соединений. В клиновых задвижках затворный элемент - плашки - в процессе открытия или закрытия задвижки перемещается в направлении, перпендикулярном потоку жидкости или газа.Вентили применяют в основном для присоединения контрольно - измерительных приборов, на продувочных линиях, на трубопроводах для реагентов.В системах сбора, подготовки и транспортировки нефтяного газа применяют обычно предохранительные и регулирующие клапаны. Предохранительные клапаны предназначены для частичного выпуска среды из трубопроводов, сосудов и аппаратов при повышении давления сверх установленной величины или до величины, угрожающей прочности системы их устанавливают на каждом аппарате, работающем под давлением выше 0,07 МПа. Обратные клапаны предназначены для автоматического перекрытия внутренней полости трубопроводов с целью предотвращения движения транспортируемого продукта в направлении, противоположном заданному.  перейти в каталог файлов | Образовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей |