3. Причины обводнения нефтедобывающих скважин.

Возможные причины обводнения:

Поступление воды по продуктивному горизонту

а) Заколонные перетоки в интервале продуктивного пласта

б) Прорыв пластовой воды

в) Образование водяного конуса

2. Поступление воды вследствие нарушения крепления скважин

а) Затрубная циркуляция вследствии нарушения цементного камня, контакта обсадных труб с цементным камнем, контакта цементного камня со стенкой скважины

б) Нарушение герметичности эксплуатационной колонны (разруш цемент мостов, коррозионное разрушение)

Билет №2.

1. Способы регулирования подачи и напора уэцн.

Методом штуцирования (на устье скважины) – создание устьевого противодавления с целью уменьшения подачи за счет напорных хар-к насоса. Наиболее широкое распространение получили штуцера, допускающие смену штуцера без остановки УЭЦН. Изготавливается из высокопрочных износостойких металлов. Используемые штуцера диаметром от 2мм до 18мм. Для контроля устьевого давления устан-ся манометры перед штуцером и за ним. Но такой метод энергетически неэффективен и создает доп. нагрузки на глубинную установку, поэтому его применение нежелательно.

При помощи преобразователя частоты:

-позволяет в широком диапазоне регулировать произв-ть и напор УЭЦН за счет изменения частоты вращения ПЭД,

-осущ. плавный контролируемый пуск ПЭД, что позволит продлить срок службы УЭЦН за счет снижения электрич. нагрузок на кабель и обмотки двигателя,

-при выводе УЭЦН на режим на частотах менее 50 Гц значительно уменьшить потребляемую мощность двигателя, что снижает вероятность его перегрева при отсутствии или недостаточном притоке из пласта.

Производительность (Q) УЭЦН находится в прямой зависимости от частоты переменного тока, подаваемого на обмотки двигателя

Q2 = Q1 (f2/f1), где f1-стандартная частота 50Гц, f2 – изменяемая частота, Q1- произв-ть при стандартной частоте.

Напор (Н) УЭЦН находится в квадратичной зависимости от частоты переменного тока

Н2 = Н1 (f2/f1)², где Н1 – напор при стандартной частоте.

При помощи изменения глубины подвески ЭЦН

Уменьшение глубины подвески ЭЦН приводит к уменьшению газосодержания на приеме насоса и улучшению его раб. хар-к.

Замена насосной установки В случае если хар-ки используемой НУ не позволяют реализовать желаемый режим работы скважины (например потенциальный достижимый приток из пласта существенно выше подачи насоса), заменяют НУ на установку с необходимыми хар-ми.

2 . Основные элементы системы сбора скважинной продукции нефтяных месторождений.

1. доб скв. 7. коммерческий узел учета газа

2. выкидные линии 8. УПН

3. АГЗУ 9. ТП

4. сборный коллектор 10. коммерческий узел учета нефти

5. ДНС 11. установка предварительного сбора воды

6. Установка комплексной подготовки газа 12. кустовая насосная станция

13. нагнетательная скважина

Элементы сбора и подготовки:

I- Участок от устья добывающих скважин до АГЗУ, здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (н, г, в) по отдельным трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции.

II Участок от ГЗУ до ДНС, где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарации). После ГЗУ подача скважинной продукции может производиться 2 способами: однотрубное (когда нефть газ и вода движется в одной трубе до ДНС) и 2-х трубная система (в одной нефти и воды во II-й газ)

ДНС служит для: 1. транспортировки скважин продукции до установок УППВ и КУПГ. 2. На ДНС идет отделение газа и в последнее время идет отделение воды (частичное).

III. ДНС - УПН. На УПН происходит: 1. дальнейшее разгазирование нефти; 2. получения нефти товарного процесса; 3.обезвоживание и обессоливание на спец-х установках

IV На УКПГ газ поступает из ДНС и УПН и происходит обезвоживание и транспортировки (подготовка) на ГПЗ.

V УППВ. Служит для подготовки воды, д/закачки в скважину д/ППД. Происходит отделение осадков нефти, очистка от обессоливания.

VI КНС. Для закачки воды в пласт, д/ППД

II ТП. Для сбора товарной нефти с нескольких установок подготовки нефти.

VIII КУУН - узел учета товарной продукции и сдача его ТО