Отчет по производственной практике на бурение скважины

Решение. Точка с координатами L = 1500 м и Q = 25м3/сутки находится па диаграмме А. Н. Адонина в области станка-качалки типа СК 1О-2115 на поле насоса диаметром 32 мм. При пользовании диаграммой следует учитывать, что верхняя граница поля области применения каждого насоса (пунктирные линии) представляет собой кривую подачи при максимальной длине хода и числе качаний, указанных в шифре станка-качалки. Иначе говоря, если бы точка с координатами Q — 25 м3/сутки и L =1500 м совпала с верхней границей области 32-мм насоса, то необходимо было бы принять S = 2,1 м и п = 15. В нашем случае точка не доходит до верхней границы области. Поэтому, оставляя S= 2,1, для получения Q = 25 м3/сутки частоту качаний п можно найти из соотношения

 

где Qmах — максимальная добыча, соответствующая верхней границе поля данного насоса, м3/сутки; nmax — максимальное число качаний, установленное для данного станка-качалки. Для нашего случая откуда n = 12,5 мин-1.

Коэффициент наполнения насоса на диаграмме принят везде равным 0,85. Поэтому производительность, указанная на диаграммах, является средней за межремонтный период.

 

Диаграмма А.Н. Адонина для выбора типа станка-качалки и определения режима откачки жидкости

1 – СК2-615; 2 – СК3-915; 3 –  СК5-1812; 4 – СКЮ-2115; 5 – СК10-3012.

Рисунок 10

 

 

 

Технические средства для оперативного учета добываемой продукции

 

Оперативный учет добытой нефти по скважинам осуществляется на основании данных замера дебита скважин по жидкости с помощью замерных устройств с учетом отработанного скважинами времени и процентного содержания воды с применением сертифицированного оборудования.

Для измерения газоводонефтяной смеси по отдельной скважине применяются бессепарационные и сепарационные методы.

В бессепарационных используются:

1. Мультифазные – позволяют непосредственно определять расходы нефти, воды и нефтяного газа в потоке;
2. Мультифазные парциальные – разделяют смесь с помощью мини-сепараторов на нефтяной газ, нефть и воду, затем измеряют их расход непосредственно в потоке.

Сепарационные методы основаны на разделении в сепараторе смеси, поступающей из скважины, на нефтяной газ и жидкость. Объемный расход нефтяного газа измеряют счетчиком газа, и его значение приводят к стандартным условиям. Жидкость накапливают в емкости, а время накопления фиксируют, чтобы потом вычислить суточный дебит скважины по массе.

1. Метод с отстоем воды – жидкость выдерживают в емкости до расслоения на пластовую воду и нефть. Затем воду и нефть сливают отдельно, измеряя их массы прямым методом динамических измерений. Метод считается самым точным, но и самым дорогостоящим и трудоемким, чаще всего используется на УПН.
2. Прямое измерение – массу жидкости в емкости измеряют прямым методом статических измерений или прямым методом динамических измерений при сливе. С помощью влагомера при сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют содержание воды в сырой нефти, затем вычисляют их массы.
3. Косвенный метод динамических измерений – объем жидкости измеряют с помощью счетчика объема при сливе. С помощью влагомера при сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют содержание воды в сырой нефти. Плотность нефти и воды определяют в лаборатории плотномером по отобранной пробе, затем вычисляют их массы с поправками на температуру и давление. Сюда относятся АГЗУ «Спутник» различных модификаций.
4. Гидростатический – массу жидкости определяют косвенным методом, для чего измеряют ее гидростатическое давление и объем с помощью мер вместимости. Влагомером при сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют содержание воды в сырой нефти, затем вычисляют их массы. В последние годы начали появляться установки, работающие по этому принципу: АГЗУ «Электрон-400» и «Электрон-1500», выпущенные ОАО «Опытный завод «Электрон» (Тюмень).

Технологии постоянно совершенствуются. Так, в последние годы появились ядерно-магнитные расходомеры для многофазной среды, автоматизированные групповые трехфазные замерные установки и другие новинки.

 

 

Нефтепромысловые резервуары и их элементы

Резервуары бывают подземные и наземные. Подземными называют резервуары, у которых наивысший уровень взлива не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки. Остальные резервуары относятся к наземным.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей (типа РВС) являются наиболее распространенными. Они представляют собой (рис. 17) цилиндрический корпус, сваренный из стальных листов размером 1,5x6 м, толщиной 4...25 мм, со щитовой конической или сферической кровлей. При изготовлении корпуса длинная сторона листов располагается горизонтально. Один горизонтальный ряд сваренных между собой листов называется поясом резервуара. Пояса резервуара соединяются между собой ступенчато, телескопически или встык.

Днище резервуара сварное, располагается на песчаной подушке, обработанной с целью предотвращения коррозии битумом, и имеет уклон от центра к периферии. Этим обеспечивается более полное удаление подтоварной воды.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плавающей крышей (типа РВСПК) отличаются от резервуаров типа РВС тем, что они не имеют стационарной кровли (рис. 18). Роль крыши у них выполняет диск, изготовленный из стальных листов, плавающий на поверхности жидкости. Известные конструкции плавающих крыш можно свести к четырем основным типам: дисковая, однослойная с кольцевым коробом, однослойная с кольцевым и центральным коробами, двуслойная. Дисковые крыши наименее металлоемки, но и наименее надежны,т. к. появление течи в любой ее части приводит к заполнению чаши крыши нефтью и далее - к ее потоплению. Двуслойные крыши, наоборот, наиболее металлоемки, но и наиболее надежны, т. к. пустотелые короба, обеспечивающие плавучесть, герметично закрыты сверху и разделены перегородками на отсеки.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с понтоном (типа РВСП) - это резервуары, по конструкции аналогичные резервуарам типа РВС (имеют стационарную крышу), но снабженные плавающим на поверхности нефти понтоном. Подобно плавающей крыше понтоны перемещаются по направляющим трубам, снабжены опорными стойками и уплотняющими затворами, тщательно заземлены.

Горизонтальные стальные цилиндрические резервуары (тип РГС) в отличие от вертикальных изготавливают, как правило, на заводе и поставляют в готовом виде. Их объем составляет от 3 до 100 м3. На нефтеперекачивающих станциях такие резервуары используют как емкости дли сбора утечек.

Железобетонные резервуары (типа ЖБР) бывают цилиндрические и прямоугольные. Первые более распространены, поскольку экономичнее, прямоугольные же резервуары более просты в изготовлении.

Резервуары типа ЖБР требуют меньших металлозатрат, чем стальные. Однако в процессе их эксплуатации выявился ряд недостатков. Прежде всего, существующие конструкции перекрытия железобетонных резервуаров не обладают достаточной герметичностью и не предотвращают проникновение паров нефти (нефтепродукта) из резервуара в атмосферу. Другая проблема - борьба со всплыванием резервуаров при высоком уровне грунтовых вод. Существуют трудности с ремонтом внутреннего оборудования железобетонных резервуаров.

В силу перечисленных и ряда других причин резервуары типа ЖБР в настоящее время не сооружаются.

 

Вертикальный цилиндрический резервуар

1 – корпус; 2 – щитовая  кровля; 3 – центральная стойка; 4 – шахтная лестница; 5 – днище

Рисунок 17

 

Резервуар с плавающей крышей

1 – уплотняющий затвор; 2 – крыша; 3 – шарнирная лестница; 4 – предохранительный клапан; 5 –  дренажная система; 6 – труба; 7 –  стойки; 8 - люк

Рисунок 18