1. Энергия напора пластовых вод
 Скачать 4.08 Mb.
| Образовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей |
| оффшорными конструкциями (от английского offshore - на расстоянии от берега. Структура морской буровой установки, кроме оборудования бурения скважин, добычи природного газа или нефти из подводных скважин, также может включать жилые помещения, рассчитанные более чем на сотню человек, оборудование для хранения добытых ресурсов и сложную систему самообеспечения. Конструкции платформ могут значительно различаться в зависимости от глубины, на которой находится цель бурения, а также от характеристик месторождения. Все морские буровые установки обладают определенной автономностью, которая обеспечивается генераторами энергии и опреснителями воды, установленными на ней. Вместе стем для пополнения запасов установки используются обслуживающие суда поддержки, выполняющие функцию снабжения. Также возможны вспомогательные функции - буксировка платформы к точке бурения, резервное место для спасения людей, противопожарные меры. При всем этом используются чрезвычайные суда поддержки, которые привлекаются при аварийных ситуациях, а также в случае вынужденных спасательных операций. Морские буровые установки оснащаются необходимым оборудованием для транспортировки добытых ресурсов на берег либо с помощью трубопровода, либо плавающего нефтехранилища или грузового танкера. Необходимые для обеспечения процесса нефтегазовой добычи технологические элементы, включают в себя сепараторы (распределители, производственные коллекторы, гликолевые дегидраторы для осушения природного газа, насосы предназначенные для нагнетания воды в пласт, газовые компрессоры, измерители экспорта нефти/газа и мощные насосы основной линии добычи. Подавляющее большинство разведочных скважин необходимо бурить на сравнительно открытых акваториях шельфа, и здесь следует ориентироваться на буровые установки, смонтированные на самоходных судах, и на дистанционно управляемые подводные буровые агрегаты. Самоходные суда позволяют располагать на них любые современные станки и механизмы для вращательного бурения, в том числе силовые вертлюги и шлангокабельные установки. В связи с этим с самоходных судов можно бурить скважины любых требуемых параметров в породах различной крепости САМОПОДЪЕМНАЯ ПЛАВУЧАЯ БУРОВАЯ УСТАНОВКА (СПБУ): плавучая буровая установка, поднимаемая в рабочем состоянии над поверхностью моря на колоннах, опирающихся на грунт. СПБУ имеет корпус, который обеспечивает необходимые водоизмещение и остойчивость на плаву. В нем размещены помещения для механизмов, оборудования, запасов, жилые помещения. По краям корпуса расположены выдвижные опорные колонны, способные перемещаться вверх и вниз. На первых СПБУ количество опорных колонн колебалось от 4 до 12, в настоящее время СПБУ имеют, как правило, 3 — 4 опорные колонны. С помощью СПБУ ведут разведочное бурение на глубинах моря от 15 дом, причем до глубин 40 — 50 м экономичнее круглые цилиндрические опорные колонны, свыше 50 м — ферменные. Когда СПБУ находится на плаву, опорные колонны выдвинуты максимально вверх на точке бурения они опускаются и упираются в грунт, после чего корпус с помощью подъемников гидравлического или электромеханического типа начинает подниматься по колоннам из воды, а нижние части опорных колонн при этом вдавливаются в грунт. Высота подъема корпуса выбирается с учетом вероятных высот волн и приливов. На слабонесущих грунтах в нижних частях опорных колонн иногда применяют единый нижний корпус — опорный мат, связывающий опорные колонны между собой и обеспечивающий устойчивость СПБУ при стоянке на точке бурения, а также дополнительное водоизмещение на плаву. 3. Как осуществляют подготовку газа к транспорту методом адсорбции? Процесс адсорбции это извлечение из газа водяных паров и конденсата твердыми поглотителями адсорбентами, имеющими исключительно большую поверхность пор. В качестве адсорбентов применяются силикагель, алюмогель, бокситы, цеолиты, активированный уголь. Осушка газа твердыми сорбентами имеет следующие преимущества - возможность получения точки росы до минус 500 С - незначительное влияние давления и температуры на процесс извлечения - относительная простота оборудования и малые эксплуатационные расходы. К недостаткам можно отнести большие, чем в абсорбционном процессе перепады давления, относительно высокие затраты тепла и истирание адсорбента. Сырой газ высокого давления поступает в сепаратор 1, где очищается от капельной жидкости и механических примесей и направляется в адсорбер 2 для осушки и отбензинивания. В это время адсорбер 3 находится в цикле регенерации и охлаждения. Осушенный газ из адсорбера 2 поступает в магистральный газопровод. Газ для регенерации адсорбента отбирается после сепаратора 1 до регулируемого штуцера 4 и направляется в печь, где его температура повышается до 200 - 300 С. Конденсат, выделившийся в холодильнике 6 за счет охлаждения, поступает в сепаратор 7. Потребное количество адсорбента определяют в зависимости от расхода газа и количества влаги в нем по формуле G = QWt / 2,4 . 107 a , (12.3) где Q - расход газам сут W - содержание влаги в газе, гм- продолжительность цикла поглощения, час a - рабочая активность адсорбента, %. 4. Каков механизм вытеснение нефти полимерным раствором От вязкости воды, вытесняющей нефть, от соотношения вязкостей нефти и воды существенно зависит охват неоднородных пластов заводнением. Полимерное заводнение заключается в том, что вводе растворяется высокомолекулярный химический реагент-полимер (полиакриламид, обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением. При концентрации полимеров в 0,01- вязкость его увеличивается до 3-4 мПа*с. Это приводит к такому же уменьшению соотношения вязкостей нефти и воды в пласте и сокращение условий прорыва воды. Давление для нагнетания полимерных растворов всегда требуется значительно более высокое, чем при обычном заводнении, чтобы обеспечить необходимые или аналогичные темпы разработки. По этой же причине полимерное заводнение может оказаться технически неосуществимым в слабопроницаемых пластах. Система размещения скважин для обычного заводнения, если обеспечиваются необходимые давления нагнетания, градиенты давления и темпы отбора нефти. Но вполне логично применение более плотных сеток скважины для полимерного заводнения, которое может быть только внутриконтурным. В качестве полимера применяют полиакриламид (ПАА). ПАА выпускают в виде геля, твердых гранул или порошка. Обычно применяют следующие концентрацию ПАА вводе по гелю 1-5%, по твердому гелю (в виде гранул или порошка) 0,08-0,4%. Вследствие высокой сорбции ПАА его концентрацию доводят до значения, при котором вязкость водного раствора этого полимера составила бы Водный раствор ПАА целесообразно использовать для вытеснения нефти из пластов при Расчет вытеснения нефти водным растворам ПАА можно проводить по методике, что и для растворов ПАВ, используя соответствующие характеристики вытеснения. Полимерное заводнение является одним из перспективных методов повышения нефтеотдачи пластов. Однако у метода существуют и большие недостатки, ограничивающие его широкое применение. Основной недостаток метода в том, что резко снижается продуктивность нагнетательных скважин, вследствие резкого роста вязкости в призабойных зонах, которую не всегда можно компенсировать повышением давления нагнетания. Поэтому использование полимеров для глубокозалегающих пластов, сложенных малопроницаемыми коллекторами (менее 0,1 мкм) и имеющих высокую температура (более 900), в настоящее время представляется невозможным. Значительного эффекта нельзя ожидать от закачки полимеров в однородные пласты с большим содержанием солей, разрушающих структуру полимерного раствора. Так как метод относится к дорогим, то экономическая эффективность его применения может быть возможна только при высоких ценах на нефть. Применение полимерного заводнения в будущем будет определяться объемом производства водорастворимых полимеров, особенно солестойких. Потребность в полимерах для увлечения нефтеотдачи пластов выражается десятками тысяч тонн. Будущее полимерного заводнения во многим будет зависеть от стоимости полимеров в сочетании с другими МУНОП (щелочные заводнение, вытеснение нефти паром, горечей водой ПАВ, СО, что позволяет достигать лучшего эффекта. Среди физико-химических методов РНМ известен метод комплексного воздействие на нефтяной пласт путем закачки в него смеси ПАВ, спиртов, растворителей нефти, воды и водного раствора ПАА. Он называется мицеллярно-полимерным заводнением. При достижении определенного соотношения воды, ПАВ, углеводородов и спирта в растворе образуются физико-химические связанные группы молекул мицеллы. Такой раствор называется мицеллярным. Используются мицеллярные раствора такого состава (в %): 1. сульфаты ПАВ изопропиловый спирт керосин вода 2. сульфонат-8; ПАВ нефть или состав определенных жидких углеводородов вода Вязкость мицеллярного раствора оказываются большей, чем вязкость исходных веществ, его составляющих. Если вблизи линии нагнетания этот раствор, переходит вводу, то получается, что последняя как менее вязкая жидкость должна вытеснять более вязкую мицеллярный раствор. В этом случае коэффициент вытеснения раствора снизится. Поэтому для продвижения оторочки мициллярного раствора по пласту используют водный раствор полимера. Такое воздействие на пласт называется мицеллярно-полимерным заводнением. 5. Какие методы используются при определении содержания воды в нефти и какое применяется при этом оборудование? Наибольшее распространение для определения содержания воды в нефти получил косвенный метод измерение обводненности нефти, основанный на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси от диэлектрических свойств нефти и воды. Как известно, безводная нефть является диэлектриком, и имеет диэлектрическую проницаемость е 2.1-2.5 тогда как е минерализованных пластовых вод достигает 80. Применяемые в настоящеевремя влагомеры работают на основе измерения емкости коденсатора, образованного двумя электродами, погруженными в анализируемую водонефтяную среду,Емкость такого коденсатора определяется по формуле С FE/I , где F- площадь обкладок конденсатора, E диэлектрическая проницаемость среды, I- расстояние между обкладками. Таким образом, если площадь прокладок и расстояние между ними будет постоянным, то емкость коденсатора будет зависет только от содержания воды в нефти. Для точного измерения воды в нефти необходимо избегать попадания пузырьков газа в датчик. Для определения содержания воды в нефти или в нефтяной эмульсии на месторждениях широко используют аппарат Дина _ Старка. Аппарат Дина _ Старка состоит из стеклянной колбы, соединительного трубка, холодильника, градуированной ловушки. Отобранную пробу обводненной нефти в количестве г смешивают с см растворителя, заливают в стеклянную колбу прибора и нагревают.Растворитель, испоряясь Увлекает за собой содержащуюся в нефтиводу.Пары нефти, растворителяи воды конденсируются в холодильнике.Отонанная вода оседает на дне градуированной ловушки,По количеству воды в ловушке определяют ее массовое содержание в нефти при помощи формулы W =(Vp/ G)100% V- объем воды в ловушке, плотность воды г/см3 ( обычно принимают равной единице) навеска пробы нефти, г. БИЛЕТ № 42 1. Какие выделяют основные способы освоения нефтяных скважин Как производится гидравлический расчет освоения скважины закачкой жидкости Освоение скважины — комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта. После проводки скважины, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны, которую иногда называют вторичным вскрытием пласта, призабойная зона и особенно поверхность вскрытого пласта бывают загрязнены тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Кроме того, воздействие на породу ударных волн широкого диапазона частот при перфорации вызывает иногда необратимые физико-химические процессы в пограничных слоях тонкодисперсной пористой среды, размеры пор которой соизмеримы с размерами этих пограничных слоев с аномальными свойствами. В результате образуется зона с пониженной проницаемостью или с полным ее отсутствием. Цель освоения — восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных каналов и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, т.е. давления ниже пластового. Причем в устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, небольшой и плавной. Можно выделить шесть основных способов вызова притока - тартание, - поршневание, - замена скважинной жидкости на более легкую, - компрессорный метод, - прокачка газожидкостной смеси, - откачка глубинными насосами. Тартание—это извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) канате с помощью лебедки. Желонка изготавливается из трубы длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки предусматривается скоба для прикрепления каната. Диаметр желонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06 м. Тартание - малопроизводительный, трудоемкий способ сочень ограниченными возможностями применения, так как устьевая задвижка при фонтанных проявлениях не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. Поршневание. При поршневании (свабировании) поршень или сваб спускается на канате в НКТ. Поршень представляет собой трубу малого диаметра (25—37,5 мм) с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3—4 шт, армированные проволочной сеткой При спуске поршня подуровень жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения подуровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75— 150 м. Поршневание враз производительнее тартания. Устье при поршневании также остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса. Замена скважинной жидкости Замена осуществляется приспущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления на величину cos Lg p 2 1 (1) где плотность глинистого раствора 2 плотность промывочной жидкости L глубина спущенных НКТ; средний угол кривизны скважины. Таким способом осваиваются скважины с большим пластовым давлением Пи при наличии коллекторов, хорошо поддающихся освоению. Как видно из формулы (1), при смене глинистого раствора ( 1 =1200 кг/м 3 ) на нефть ( 2 =900 кг/м 3 ) максимальное снижение давления составит всего лишь 25 % от давления, создаваемого столбом глинистого раствора. Этим по существу и ограничиваются возможности метода. Замена жидкости в скважине проводится с помощью насосных агрегатов, а иногда и буровых насосов. В некоторых случаях, когда по опыту освоения скважины данного месторождения имеется уверенность в безопасности, применяют дополнительно поршневание для отбора части жидкости из скважины и дальнейшего снижения забойного давления. Компрессорный способ освоения Этот способ нашел наиболее широкое распространение при освоении фонтанных, полуфонтанных и частично механизированных скважин. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора. При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, сделанного заранее на соответствующей глубине. Газ попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха, можно изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое р з . При р з <р пл начинается притоки скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы. После опробований и получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы. Освоение ведется с непрерывным контролем параметров процесса при герметизированном устье скважины. Поэтому этот способ наиболее безопасен и позволяет быстро получить значительные депрессии на пласт, что особенно важно для эффективной очистки призабойной зоны скважины. Однако применение компрессорного способа освоения ограничено в скважинах, пробуренных в рыхлых и неустойчивых коллекторах. В некоторых районах возникает необходимость освоения скважин глубиной 4500—5500 м, а увеличение глубины также ограничивает использование компрессорного способа. Для более полного использования пластовой энергии, выноса жидкости с забоя и возможных промывок скважин башмак НКТ опускают до верхних перфорационных отверстий. Чтобы оттеснить уровень жидкости до башмака НКТ, особенно при больших глубинах, нужны компрессоры, развивающие давление в несколько десятков мегапаскалей. Это осложняет освоение. Поэтому в колонне труб на заранее определенной глубине делают так называемое пусковое отверстие (пусковые муфты или пусковой клапан. Опускающийся в межтрубном пространстве уровень жидкости обнажает это отверстие, нагнетаемый газ поступает через него в НКТ и разгазирует столб жидкости выше отверстия. Если давление внутри НКТ на уровне отверстия после разгазирования обозначить р то забойное давление р с будет равно cos g L H р р с 1 1 , (2) где H — глубина забоя (до верхних перфораций L — глубина пускового отверстия 1 — плотность скважинной жидкости — средний угол кривизны скважины. Забойное давление до нагнетания газа равно 1 1 p cos g H р до (3) Вычитая из (3) (2), найдем депрессию на пласт 1 р (4) Чем больше давление, развиваемое компрессором, темна большей глубине L может быть предусмотрено пусковое отверстие или башмак НКТ, а следовательно, больше p при прочих равных условиях. Однако с увеличением L увеличивается и р, которое, вообще говоря, зависит от расхода газа, но оно не может быть снижено менее чем до 7—10% от гидростатического давления, определяемого первым слагаемым в (4). Поэтому для освоения глубоких скважин требуются компрессоры, развивающие высокое давление. В момент оттеснения уровня жидкости к башмаку НКТ или пусковому отверстию давление в межтрубном пространстве, а следовательно и на выходе компрессора максимально. По мере разгазирования жидкости а НКТ давление р 1 (внутри НКТ на уровне отверстия) будет снижаться и давление на забой падать. Поэтому процесс освоения рассчитывают на этот, так сказать, критический момент. Освоение скважин закачкой газированной жидкости Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть. Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление. Для такого освоения к скважине подвозится передвижной компрессор, насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. При нагнетании газожидкостная смесь движется сверху вниз при непрерывно изменяющихся давлении и температуре. Процесс этот сложный. Однако можно записать уравнение баланса давлений с усредненными параметрами смеси и расхода. При закачке газожидкостной смеси (ГЖС) на пузырьки воздуха действует архимедова сила, под действием которой они всплывают в потоке жидкости. Скорость всплытия зависит от размеров газовых пузырьков, вязкости жидкости и разности плотностей чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплытия. Обычно эта скорость относительно жидкости составляет 0,3—0,5 мс. Поэтому скорость движения жидкости вниз должна быть больше скорости всплытия пузырьков газа. Иначе газ не достигнет башмака НКТ и давление на забое не снизится. Для создания достаточно больших скоростей жидкости необходимы большие расходы. Поэтому при закачке ГЖС предпочтительно это делать не через кольцевое пространство, а через НКТ, так как малое их сечение позволяет получить достаточно большие нисходящие скорости при умеренных объемных, расходах жидкости. Считается, что для успешного осуществления процесса достаточно иметь нисходящую скорость жидкости порядка 0,8 — 1 мс. Для выноса с забоя тяжелых осадков (глинистого раствора, утяжелителя и частиц породы) обычно применяется обратная промывка. Поэтому закачка ГЖС, которая осуществляется после промывки, также производится по схеме обратной промывки без изменения обвязки скважины. Запишем баланс давлений при закачке ГЖС в кольцевое пространство в тот момент, когда давление на насосе будет максимально. Рассмотрим случай, когда НКТ до башмака заполнены жидкостью, а затрубное пространство заполнено ГЖС; причем обе системы движутся со скоростями, соответствующими, темпу нагнетания ГЖС. ат — удельные потери на трение в НКТ при движении по ним жидкости, выраженные в м столба жидкости а к — удильные потери на трение в кольцевом пространстве, выраженные в м столба ГЖС. При обратной промывке давление у башмака НКТ со стороны кольцевого пространства равно к см к см см р gL а cos gL р (5) Давление у башмака со стороны НКТ равно у ж Т ж Т р gL а cos gL р , (6) где см — среднеинтегральное значение плотности ГЖС в кольцевом пространстве ж — плотность скважинной жидкости L — длина НКТ; — средний угол отклонения ствола скважины от вертикали р к — давление нагнетания на устье скважины в кольцевом пространстве р у — противодавление на выкиде; g — ускорение свободного падения. Очевидно, р т =р см , поэтому, приравнивая (5) и (6) и решая относительно L, получим g а а cos g р р L см к ж Т см ж у к (7) Формула (7) определяет предельную глубину спуска башмака НКТ при заданных параметрах процесса ж, см, р к , р у , атак. Из формулы (7) получим давление на устье скважины, необходимое для закачки ГЖС при заданной глубине L спуска НКТ: см к ж Т см ж у к а а cos Lg р р (8) Величины р у , L, ж, обычно известны. Величины таки см определяются а т —по обычным формулам трубной гидравлики, а аки см —сложными вычислениями с использованном ЭВМ для численного интегрирования дифференциального уравнения движения ГЖС. При освоении скважины газированной жидкостью к устью присоединяется через смеситель линия от насосного агрегата, ко второму отводу смесителя — выкидная линия компрессора. Сначала запускается насос и устанавливается циркуляция. Скважинная жидкость (глинистый раствор) сбрасывается в земляной амбар или другую емкость. При появлении па устье нагнетаемой чистой жидкости (вода, нефть) запускается компрессор, и сжатый газ подается в смеситель для образования тонкодисперсной ГЖС. По мере замещения жидкости, газожидкостной смесью давление нагнетания увеличивается и достигает максимума, когда ГЖС подойдет к башмаку НКТ. При попадании ГЖС в НКТ давление нагнетания снижается. Освоение скважинными насосами На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами (ШСН или ПЦЭН), спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины р с <р пл , при которой устанавливается приток из пласта. Такой метод эффективен в тех случаях, когда по опыту известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны от раствора и разрушения глинистой корки. Перед спуском насоса скважина промывается до забоя водой или лучше нефтью, что вызывает необходимость подвоза к скважине промывочной жидкости—нефти и размещения насосного агрегата и емкости. При промывке водой в зимних условиях возникает проблема подогрева жидкости для предотвращения замерзания. В заключение необходимо отметить, что в различных нефтяных районах вырабатывались и другие практические приемы освоения скважин в соответствии с особенностями того или иного месторождения. В качестве примера можно указать и на такой прием, когда при компрессорном методе в затрубное пространство, заполненное нагнетаемым воздухом, подкачивают некоторое количество воды для увеличения плотности смеси и снижения давления на компрессоре. Это позволяет осуществить продавку скважины при большей глубине спуска НКТ. 2. Какие существуют системы удержания плавучих буровых средсв (ПБС)? Системы предназначены для удержания в заданных пределах отклонения бурового плавучего средства (БС и ППБУ) от оси бурящейся и эксплуатирующей скважины в горизонтальном направлении. Обычно горизонтальное перемещение бурового плавучего средства не превышает 5-6 % глубины моря. Радиус максимального отклонения R=0.06H, Где 0,06 – максимальное относительное отклонение, ограничиваемое напряжениями в трубах водоотделяющей колонны и углом отклонения нижнего шарнирного и шарового или другой конструкции соединения Н- глубина морям. В зависимости от глубины моря Н все ПБС оснащают одной из следующих возможных систем удержания на точке бурения При глубинах моря дом с помощью якорных цепей или тросов, либо комбинированной системы (якорных цепей и тросов На глубинах моря болеем с помощью динамической системы стабилизации (динамического позицирования). Якорные системы удержания Буровое плавсредство и систему заякоривания рассматривают как единый комплекс, за исключением случаев экстремальных погодных условий. Система заякоривания включает якорные цепи, лебедку, стопорное устройство, роульс (устройство для изменения направления перемещения якорного троса. В зависимости от местных условий, характеристики бурового плавсредства и других факторов применяют различные схемы расположения якорных цепей или канатов относительно ПБС. На рис. 15 показаны шесть наиболее распространенных в мировой практике вариантов заякоривания при воздействии нагрузок с любой стороны n- число якорных канатов. Якорные цепи или тросы выбирают в зависимости от ожидаемой нагрузки на них, глубины моря, характеристики рабочего оборудования, стоимости, наличия пространства для палубных устройств и других факторов. Для заякоривания применяют два типа плоскозвенных цепей с распоркой цепь со сваренным встык звеньями и замковую цепь. В большинстве случаев для заякоривания применяют металлические канаты диаметром 57-76 мм (иногда мм. Преимущества металлических канатов масса каната в морской воде ниже стоимости цепи. Недостаток металлического каната заключается в том, что вследствие малой массы требуется большое развертывание троса до необходимой величины тангенциальной кривой провисания, а также в случае выхода каната из строя его следует заменять по всей длине. Якорные системы оснащают комплексом оборудования для регулирования натяжения якорных канатов, который включает тензометры и записывающую аппаратуру, непрерывно управляющую натяжением якорного каната и извещающую оператора об изменении высоты волны или направления ветра. Системой управляют с пульта на основе информации, получаемой от датчиков, устанавливаемых на тросах. Система динамической стабилизации. На глубинах морей болеем якорные системы стабилизации не обеспечивают требуемые допускаемые отклонения ПБС о вертикальной оси бурящейся скважины, становятся массивными, и их применение неэффективно. По этим причинам на глубинах болеем используют динамические системы стабилизации (динамического позицирования), которые по сравнению с якорными системами удержания имеют следующие преимущества Обеспечивают требуемую технологией бурения точность позицирования ПБС; Осуществляют быстрое изменение курса БС или ППБУ в целях уменьшения бортовой и вертикальной качек Обеспечивают быстрый уход сточки бурения и возврат на нее ПБС. Система динамической стабилизации представляет собой замкнутую цепь автоматического управления. Она включает 1. Цепь обратной связи сдатчикам, определяющими координаты продольного и поперечного перемещения по осям х, у и угол поворота φ ПБС относительно принятых неподвижных координат 2. блок сравнения, который определяет отклонениях, у и Δφ действующего положения ПБС от его начального расчетного положениях, у, φ0 ; 3. пульты управления, имеющие прямые и обратные связи с двигателями и гребными винтами, рассчитывающие и подающее командного пункта на двигатели и гребные винты команды для возвращения ПБС в начальное положение 4. подруливающие устройства (двигателей и гребных винтов, обеспечивающие перемещение судна на величину х, у и Δφ и возвращение егов начальное положение. На автоматизированном пункте управления универсальная ЭВМ по цепи обратной связи получает данные от внешних датчиков о положении ПБС в определенный момент. При этом угол поворота определяют гидрокомпасом, а координаты х, у вычисляются системой акустического измерения АМS. Эти данные имеют высокую точность, их используют в системе динамической стабилизации. В системе динамической стабилизации имеются две ЭВМ одна работает, а вторая в резерве. Система автоматической стабилизации включается в работу и контролируется оператором с главного пульта управления. 3. Как осуществляют подготовку газа к транспорту методом низкотемпературной сепарации? Этот метод основан на изменении влажности газа в зависимости от температуры. При охлаждении газа часть влаги, находящейся в нем в паровой фазе, а также тяжелые углеводороды сконденсируются. После отделения от жидкости газ будет иметь более низкую точку росы (температуру начала конденсации. В этом методе применяется холод, полученный при дросселировании природного газа (эффект Джоуля – Томсона). При дросселировании газа на 0,1 МПа его температура понижается в среднем на 0,3 С. При помощи штуцера можно достигнуть снижения температуры газа до 30 Св результате чего из газа выделяется значительное количество водяного и углеводородного конденсата. Рисунок 12.1 - Технологическая схема установки низкотемпературной сепарации газа для отдельной скважины с использованием эффекта Джоуля—Томсона: 1 — добвающая скважина 2 — манифольд; 3 — шлейф 4 — каплеотбойник; 5 — теплообменник типа труба в трубе 6— редукционный аппарат (штуцер 7 — низкотемпературный сепаратор 8 — конденсатосборник Давление максимальной конденсации (р мк ) газоконденсатной смеси при рабочих температурах сепарации газа на промысле зависит от молярного содержания Св пластовом газе и массового содержания метановых углеводородов во фракции конденсата, выкипающей в интервале температур 313–473 К. Ориентировочно можно определить р мк (в МПа) по формуле р м к 2 , 6 4 / 3 2 / 1 а С (12.1) где С — молярное содержание Св пластовом газе, %; а – молярное содержание метановых углеводородов, выкипающих в интервале температур от 313 до 473 К, %. УНТС размещают на групповом пункте сбора и промысловой подготовки (переработки) газа (ГП, УКПГ). При эксплуатации газоконденсатных залежей без поддержания пластового давления в условиях газового или упруговодонапорного режимов давление газа в залежи, на забое и устье скважины, перед редукционным аппаратом р уменьшается. Давление в низкотемпературном сепараторе поддерживается постоянным. Следовательно, перепад давления р = р — р с , используемый для охлаждения газа при его расширении, уменьшается. При эксплуатации газоконденсатных залежей в рыхлых или слабосцементированных газосодержащих породах дебиты газовых скважин уменьшаются. Низкотемпературная сепарация — процесс однократной конденсации и разделения газа и жидкости. Даже при весьма низкой температуре К (— 40 Сон не обеспечивает полного извлечения жидких углеводородов, но позволяет использовать пластовое давление для получения холода, совмещает процессы осушки и отбензинивания газа, может осуществляться на несложном оборудовании. При эксплуатации установки НТС были выявлены следующие недостатки - неэффективное использование давления в штуцере для получения низкой температуры - уменьшение коэффициента теплопередачи от нагретого потока газа к холодному из-за уменьшения скорости потока газа в теплообменнике - увеличение площади теплообменника из-за уменьшения средней разности температур и коэффициента теплопередачи - неполное извлечение пропана и бутанов из перерабатываемого сырья - недорекуперация холода из-за разности температур на теплом конце теплообменника Δt = t 1 – t 4 ; - потери холода в окружающую среду при наличии разности температур Δt = в – t на внешней поверхности теплообменника - значительная потеря холода с жидкостью, отводимой из низкотемпературного сепаратора. Для более эффективного использования природного газа и получения низкой температуры в качестве редукционного органа используют - сопло Лаваля; - вихревую трубу (труба Ранка - расширительные машины — детандеры. 4. Каков механизм вытеснения нефти раствором ПАВ При вытеснении нефти из пласта смешивающимся с ней веществом кардинально решается проблема полной ликвидации поверхности раздела между нефтью и веществом вытеснителем, исчезают капиллярные силы, нефть растворяется в этом веществе, в результате чего можно полностью извлечь ее из области пласта, охваченной процессом вытеснения. Если добавить к закачиваемой в пласт воде поверхностно – активное вещество (ПАВ, то можно существенно снизить поверхностное натяжение на контакте нефть- вода и сделать поверхность зерен горных пород - коллекторов более смачиваемой водой, те. увеличить ее гидрофильность. Кроме того, если какая-то часть остаточной нефти в заводненной области пласта находится в виде глобул, застрявших в сужениях пористой среды, и под действием градиентов давления не может двигаться, то со снижением поверхностного натяжения эти глобулы будут легче деформировать поверхность и продвигаться через сужения пор. Эффективность вытеснения нефти из пластов растворами ПАВ зависит от степени диспергирования нефти в заводненной области пласта, структуры порового пространства, доли нефти, оставшейся в виде пленок на зернах породы во всей остаточной нефти, характера физико- химического взаимодействия ПАВ и пород – коллекторов и т. д. Всем физико-химическом методам разработки нефтяных месторождений, включая вытеснение нефти водными растворами ПАВ, полимерное и мицеллярно- полимерное заводнение, сопутствует явление сорбции поверхностно – активных добавок к воде на зернах породы. Это оказывает решающее влияние на процессе извлечения нефти из пластов и экономику физико – химических методов разработки нефтяных месторождений. с- удельная концентрация ПАВ вводе. Левая грань вместе с водой за время количество ПАВ, равное в За это же время через правую грань элемента пласта выходит количество ПАВ, равное t х х с bh t bhc в в ) ( В воде, насыщающей элемент пласта, за время t происходит приращение ПАВ, равное На зернах породы за этот же отрезок времени сорбируется количественно ПАВ, равное где А- общее количество сорбировавшегося ПАВ. На основе баланса ПАВ в элементе пласта получим t x t A bh t x t sc bhm t x x c v bh t c bhv t c bhv в в в ) ( ) ( (1) Из (1) получим дифференциальное уравнение переноса ПАВ в прямолинейном пласте 0 ) ( ) ( t A t sc m х с v и (2) Уравнение (2) можно представить в развернутом виде следующим образом 0 ) ( t A t c ms x x t s m x c c в в Учитывая, что здесь стоящее в скобках выражение равно нулю на основе уравнения неразрывности фильтрующейся воды, получим в (3) Из уравнений совместной фильтрации нефти и воды вытекает следующее уравнение для определения водонасыщенности: 0 ) ( / t s m x s s vf (4) Уравнение (можно переписать в виде 0 ) ( / t A t s ms x s s vf (5) Таким образом, можно считать, что уравнение (4) служит для определения распределения водонасыщенности s в пласте, а (5) – для расчета концентрации в нем ПАВ. Однако при этом необходимо выразить А в зависимости от концентрации ПАВ вводе. Такие зависимости называются изотермами сорбции. Для описания сорбции ПАВ в элементе пласта обычно применяют два вида изотерм сорбции – изотерму Лэнгмюра и изотерму Генри. Для первой из них bc a c A (6) Вторую изотерму сорбции получаем из первой в том случае, если коэффициент b очень мал. / a c A (7) Поставив, например (7) в (5), получим дифференциальное уравнение переноса и сорбции ПАВ в следующем виде 0 1 ) ( / t c a ms x c s vf (8) Таким образом, можно рассчитать распределение водонасыщенности и концентрации ПАВ в пласте при непоршневом вытеснении нефти водным раствором ПАВ с учетом сорбции ПАВ на основе уравнений (4) и (8). 5. Какие существуют методы замера дебитов скважин Какие методы применяются в Спутниках различных типов?  перейти в каталог файлов | Образовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей |