Приводной механизм. Схема, деталировка в г.

Приводной механизм. Схема, деталировка

№ ▼	Наименование	Артикул	Изоб.	Цена
0	Приводной механизм 40 мм (B)	41800200200		36432р.
1	Цилиндр с поршнем, Ø 40 мм (B)	41800201205		15998р.
2	Клапан (B)	41800252002		1346р.
3	Клапанная пружина (B)	41800251600		127р.
4	Тарелка пружины (B)	41800253000		238р.
5	Шпилька М5 (B)	41800381700		95р.
6	Поршень Ø 40 мм (B)	41800302001		5702р.
7	Компрессионное поршневое кольцо, Ø 40 х 1,2 мм (B)	41800343000		634р.
8	Поршневой палец 8 x 5 x 22 (B)	41370341500		792р.
9	Пружинное стопорное кольцо 8 x 0,7 (B)	94636500805		95р.
10	Шайба (B)	41804049300		64р.
11	Палец 5×26,5 (B)	41800380803		238р.
12	Винт с цилиндрической головкой IS-D5 х 24 (B)	90754784159		127р.
13	Коленчатый вал (B)	41800300410		13068р.
14	Радиальный шарикоподшипник 6201 (B,D)	Радиальныйшарикоподшипник6201BD		0р.
15	Зубчатое колесо (B,D)	ЗубчатоеколесоBD		0р.
16	Сальник 12 х 22 х 7 (B)	96390031231		634р.
17	Поддон картера (B)	41800212500		2455р.
18	Наконечник (B)	41801820700		238р.
19	Кулачковый диск (B)	41800301800		950р.
20	Лапка толкателя (B)	41800381900		950р.
21	Крышка (B)	41800381300		634р.
22	Винт с цилиндрической головкой IS-D4 х 18 (B)	90754783018		64р.
23	Штанга толкателя (B)	41800382600		158р.
24	Перекидной рычаг (B)	42820381000		238р.
25	Гильза (B)	41800382000		238р.
26	Контргайка М5 (B)	41800382700		64р.
27	Уплотнение (B)	41800290500		158р.
28	Крышка клапанного блока (B)	41800251100		317р.
29	Винт с цилиндрической головкой IS-М5 х 30 (B)	90223461070		64р.
30	Уплотнительное кольцо 5 х 9 х 1 (B)	96368150270		64р.
31	Импульсный шланг (B)	41801418601		317р.
32	Уплотнение глушителя (B)	41801490600		554р.
33	Уплотнение (B)	41141491205		238р.
34	Уплотнение (B)	41401290900		238р.
35	Уплотнение (B)	41801290900		238р.
36	Запорная крышка (B)	41801210801		950р.
37	Уплотнительная масса HT, красная (B)	7838302000		0р.

Приводной механизм-38mm. Схема, деталировка в г.

Приводной механизм-38mm. Схема, деталировка

№ ▼	Наименование	Артикул	Изоб.	Цена
0	Приводной механизм 38 мм (B)	41800200202		0р.
1	Цилиндр с поршнем, Ø 38 мм (B)	41800201207		15840р.
2	Клапан (B)	41800252002		950р.
3	Клапанная пружина (B)	41800251600		127р.
4	Тарелка пружины (B)	41800253000		127р.
5	Шпилька М5 (B)	41800381700		238р.
6	Поршень Ш 38 мм (B)	41800302007		4752р.
7	Компрессионное поршневое кольцо, Ø 38×1,2 мм (B)	41800343002		634р.
8	Поршневой палец 8 x 5 x 22 (B)	41370341500		792р.
9	Пружинное стопорное кольцо 8 x 0,7 (B)	94636500805		64р.
10	Винт с цилиндрической головкой IS-D5 х 24 (B)	90754784159		127р.
11	Шайба (B)	41804049300		64р.
12	Коленчатый вал (B)	41800300410		13068р.
13	Радиальный шарикоподшипник 6201 (B,D)	Радиальныйшарикоподшипник6201BD		0р.
14	Зубчатое колесо (B,D)	ЗубчатоеколесоBD		0р.
15	Сальник 12 х 22 х 7 (B)	96390031231		634р.
16	Поддон картера (B)	41800212500		2455р.
17	Кулачковый диск (B)	41800301800		950р.
18	Палец 5×26,5 (B)	41800380803		238р.
19	Лапка толкателя (B)	41800381900		950р.
20	Крышка (B)	41800381300		634р.
21	Винт с цилиндрической головкой IS-D4 х 18 (B)	90754783018		64р.
22	Штанга толкателя (B)	41800382600		95р.
23	Перекидной рычаг (B)	42820381000		238р.
24	Гильза (B)	41800382000		238р.
25	Контргайка М5 (B)	41800382700		64р.
26	Уплотнение (B)	41800290500		158р.
27	Крышка клапанного блока (B)	41800251100		238р.
28	Винт с цилиндрической головкой IS-М5 х 30 (B)	90223461070		64р.
29	Уплотнительное кольцо 5 х 9 х 1 (B)	96368150270		64р.
30	Уплотнение глушителя (B)	41801490600		554р.
31	Уплотнение (B)	41141491205		158р.
32	Уплотнение (B)	41401290900		238р.
33	Уплотнение (B)	41801290900		238р.
34	Уплотнительная масса HT, красная (B)	7838302000		0р.

Приводные механизмы и восстановление — AAPG Wiki

Рисунок 1  Тенденции пластового давления по приводным механизмам.

Рисунок 2  Тренды газонефтяного соотношения с помощью приводного механизма.

Природная энергия коллектора может использоваться для перемещения нефти и газа к стволу скважины. Используемые таким образом, эти источники энергии называются приводными механизмами . Раннее определение и характеристика приводного механизма (механизмов), присутствующих в коллекторе, может позволить увеличить конечную добычу углеводородов. Приводные механизмы определяются путем анализа исторических данных о добыче, прежде всего данных о пластовом давлении и коэффициентах добычи жидкости.

Три основных механизма привода нефтяного резервуара: привод растворенного газа, привод газовой шапки и привод воды. ^[1] Тренды пластового давления и тренды газонефтяного отношения этих трех приводных механизмов показаны на рисунках 1 и 2 соответственно. Комбинация или смешанный привод возникает, когда два или более первичных приводных механизма присутствуют в одном резервуаре. Комбинированный привод также может иметь место, когда одному или нескольким механизмам первичного привода помогают самотечной дренаж . В таблице 1 показаны источники энергии и предельные диапазоны рекуперации основных приводных механизмов.

Содержимое

• 1 Газовый привод
• 2 Производственные направления
  • 2.1 Восстановление
• 3 Привод газовой крышки
  • 3. 1 Тенденции производства
  • 3.2 Восстановление
• 4 Водяной привод
  • 4.1 Тенденции производства
  • 4.2 Восстановление
• 5 Комбинированный привод
  • 5.1 Тенденции производства
  • 5.2 Восстановление
• 6 Гравитационный дренаж
• 7 См. также
• 8 Каталожные номера
• 9 Внешние ссылки

Нагнетание растворенного газа[править]

В коллекторе нагнетания растворенного (или растворенного) газа нефтеносная порода полностью окружена непроницаемыми барьерами. Поскольку пластовое давление падает во время добычи, расширение нефти и растворенного в ней газа обеспечивает большую часть движущей силы пласта (Рисунок 3). Дополнительная энергия получается от расширения породы и связанной с ней воды.

В зависимости от давления открытия пласт-коллектор растворенного газа изначально может быть либо недонасыщенным, либо насыщенным. ^[2] В недонасыщенном пласте пластовое давление выше температуры насыщения нефти. В резервуаре нет свободного газа, пока давление остается выше точки насыщения. Энергия движения коллектора обеспечивается только ограниченным расширением нефти, породы и воды. В насыщенном коллекторе пластовое давление находится на уровне точки насыщения. Как только нефть добывается, давление падает и в пласте образуются пузырьки растворенного газа. Это высвобождение растворенного газа вызывает усадку нефти, но усадка нефти более чем компенсируется расширением растворенного газа, основным источником энергии движения пласта ниже точки насыщения.

Тенденции добычи[править]

Рисунок 3

Пластовые коллекторы, работающие на растворенном газе, демонстрируют характерные изменения пластового давления, газонефтяного соотношения и темпов добычи нефти и воды в течение срока службы коллектора. Если пласт изначально недонасыщен, пластовое давление быстро падает во время добычи нефти из-за малой сжимаемости нефти, воды и породы. Падение давления в несколько сотен фунтов на квадратный дюйм может легко произойти в течение нескольких месяцев. Поскольку единственным добываемым газом является тот, который выделяется из добываемой нефти в стволе скважины, газовый фактор (ГФ) остается постоянным до тех пор, пока коллектор не достигнет точки насыщения.

Как только пластовое давление достигает давления насыщения или если пласт первоначально был насыщен, пластовое давление снижается менее быстро из-за большой сжимаемости пузырьков газа, образующихся в пласте. Горизонтальный газовый фактор добычи быстро возрастает по мере того, как пузырьки соединяются и начинают течь, и может увеличиваться в десять раз по сравнению с начальным газовым фактором. Если пластовое давление продолжает падать, газовый фактор добычи в конечном итоге упадет, так как газ расширяется все меньше и меньше по мере продвижения вверх по стволу скважины.

Скорость добычи нефти быстро падает, как только газовый фактор добычи начинает расти. Скважины должны быть поставлены на механизированный подъем в начале их жизни. Первоначально воды вырабатывается мало или совсем нет. Когда пластовое давление падает, небольшое количество воды может быть добыто, так как внутрипластовая водонасыщенность увеличивается и превышает критическое значение, необходимое для притока.

Извлечение нефти[править]

Извлечение нефти из коллекторов, работающих с растворенным газом, обычно низкое, в пределах от 5 до 30% от исходной залежи нефти (OOIP) (см. Таблицу 1). Обычно менее 5% OOIP извлекается выше точки насыщения. Как правило, более высокие показатели извлечения растворенного газа достигаются в коллекторах с относительно низкой вязкостью нефти и довольно однородными свойствами породы. Извлечение иногда может быть улучшено с помощью стратегий заканчивания, которые сохраняют энергию пласта за счет минимизации газового фактора добычи.

Нагнетание газовой шапки[править]

В коллекторе нагнетания газовой шапки основным источником энергии пласта является первоначальная газовая шапка, которая расширяется по мере падения пластового давления (Рисунок 4). Дополнительную энергию обеспечивает расширение растворенного газа, выделяющегося из нефти. Менее значительный вклад в движущую силу вносит расширение породы и связанная с ней вода.

Рисунок 4 Резервуар привода газовой крышки.

Тенденции добычи[править]

Расширение газовой шапки вызывает более медленное падение пластового давления в коллекторе с газовой шапкой, чем в пласте, добываемом в режиме растворенного газа. Скорость снижения давления тесно связана с относительным размером газовой шапки, при этом более крупные газовые шапки приводят к более постепенному снижению давления по мере добычи нефти.

В начале эксплуатации газонаполненного коллектора газовый фактор растет медленно, потому что более высокое пластовое давление удерживает больше газа в растворенном виде в нефти. Позже газовый фактор резко увеличивается, поскольку расширяющаяся газовая шапка достигает самых высоких скважин на структуре. Газовый фактор продолжает расти по мере продвижения газонефтяного контакта вниз по структуре и увеличения добычи газа из газовой шапки. Дебиты нефти падают медленнее, чем в коллекторе с растворенным газом, из-за более медленного снижения пластового давления. Искусственная добыча может не потребоваться на раннем этапе эксплуатации месторождения, поскольку скважины, как правило, имеют более длительный срок эксплуатации. Как и в случае привода на растворенном газе, воды образуется мало или совсем нет.

Извлечение нефти[править]

Извлечение нефти из коллекторов с газовой шапкой обычно составляет от 20 до 40% от исходной залежи нефти. Фактическая добыча зависит от размера начальной газовой шапки, структурной геометрии коллектора и способа управления месторождением.

Извлечение газа из газовой шапки увеличивается с увеличением размера начальной газовой шапки, если добыча газа из газовой шапки может быть сведена к минимуму. Легче всего это сделать в крутопадающих коллекторах или в пластах с толстым нефтяным столбом, которые позволяют перфорировать скважины как можно ниже газонефтяного контакта. Извлечение также может быть улучшено за счет закрытия скважин, когда они начинают давать большие объемы газа газовой шапки. Кроме того, добытый газ может быть возвращен в газовую шапку с помощью газонагнетательных скважин, расположенных высоко на конструкции.

Гидравлический привод[править]

В водонапорном резервуаре нефтяная зона сообщается с водоносным горизонтом, который обеспечивает большую часть энергии приводного коллектора. По мере добычи нефти вода в водоносном горизонте расширяется и перемещается в пласт, вытесняя нефть. В зависимости от прочности водоносного горизонта дополнительная энергия может быть получена за счет расширения растворенного газа. Гораздо менее значительный вклад вносит расширение породы-коллектора и связанная с ней вода.

Геометрия водоносного горизонта определяет, является ли он нижняя вода или кромочная вода привод (рис. 5). При донном водоносном горизонте водоносный горизонт находится ниже всего резервуара, и приток воды движется вертикально вверх в нефтяную зону. При краевом водонагоне водоносный горизонт располагается на бортах водохранилища, и вода движется вверх по падению водохранилища.

Рисунок 5  Контейнеры с граничной водой и придонной водой.

Тенденции добычи0015 [3]

. Если резервуар разрабатывается с низкой скоростью, водоносный горизонт способен заменить добытые объемы флюида, а пластовое давление остается практически постоянным. При высоких дебитах водоносный горизонт не справляется с отбором и падением пластового давления. Если дебит затем уменьшится до низкого уровня, пластовое давление возрастет. Величина «высоких» и «низких» дебитов для конкретного водоносного пласта определяется размером и проницаемостью связанного с ним водоносного горизонта.

В сильноводонапорном коллекторе продуктивный газовый фактор остается довольно постоянным, отражая стабильное пластовое давление. Однако, если водоносный горизонт не в состоянии поддерживать пластовое давление, соответственно возрастет продуктивный газовый фактор.

Дебиты нефти остаются высокими при сильном гидронагоне до прорыва воды в добывающих скважинах. Добыча воды обычно происходит в начале эксплуатации скважин с нижней конструкцией, а водонефтяное отношение (WOR) продолжает увеличиваться со временем по мере продвижения водонефтяного контакта вверх. Для продолжения работы скважин с высокой обводненностью может потребоваться газлифт.

Извлечение нефти[править]

Извлечение нефти из водонапорных коллекторов обычно составляет от 35 до 75% от исходной залежи нефти. Фактическое полученное извлечение зависит от прочности водоносного горизонта, эффективности охвата вторгающейся воды и способа управления месторождением.

Возврат воды увеличивается с силой водоносного горизонта, если добыча воды может быть сведена к минимуму. Как и в случае коллекторов с газовой шапкой, это проще всего сделать в коллекторах с такой геометрией, которая позволяет перфорировать скважины на значительном расстоянии от контакта с жидкостью.

Восстановление водного привода также зависит от эффективности охвата водоносного горизонта. Эффективность охвата — это мера того, насколько эффективно вторгающаяся вода вытесняет нефть. Более высокая эффективность вытеснения и извлечения нефти происходит, когда вязкость нефти низка по сравнению с вязкостью воды, и нефть течет легче, чем проникающая вода. Водонапорные пласты с сырой нефтью высокой вязкости имеют более низкую эффективность вытеснения и извлечения нефти, потому что вода имеет тенденцию двигаться вперед или «проникать» сквозь нефть, оставляя позади непромытую нефть.

Водонапорная добыча может быть улучшена за счет балансировки производительности по месторождению таким образом, чтобы водонефтяной контакт перемещался вверх как можно более равномерно. Поскольку водная вытеснение обычно более эффективна, чем вытеснение растворенным газом, в некоторых случаях можно увеличить добычу, разрабатывая пласт с достаточно низким дебитом, чтобы водоносный горизонт мог поддерживать высокое пластовое давление.

Комбинированный привод[править]

Рисунок 6 Резервуар комбинированного привода.

Большинство нефтяных пластов работают под воздействием двух или более приводных механизмов пласта, которые в совокупности называются комбинированным приводом. Типичным примером является нефтяной пласт с начальной газовой шапкой и активным водным режимом (рис. 6).

Тенденции добычи[править]

Тенденции добычи резервуара с комбинированным приводом отражают характеристики доминирующего приводного механизма. Пласт-коллектор с небольшой начальной газовой шапкой и слабым водным режимом будет вести себя так же, как коллектор с растворенным газом, с быстрым снижением пластового давления и повышением газового фактора. Аналогичным образом, в пласте с большой газовой шапкой и сильным водным напором может наблюдаться очень незначительное снижение пластового давления при постоянном увеличении ГФ и ВНФ. Оценка этих тенденций продуктивности является основным методом, используемым инженером-разработчиком для определения приводных механизмов, действующих в пласте.

Добыча[править]

Окончательная добыча, полученная из коллектора с комбинированным приводом, является функцией приводных механизмов, действующих в пласте. Извлечение может быть высоким или низким в зависимости от того, преобладают ли механизмы вытеснения или истощения. Водяной привод и расширение газовой шапки являются приводными механизмами вытеснительного типа и имеют относительно высокий коэффициент извлечения. Привод растворенного газа является приводом типа истощения и является относительно неэффективным.

Извлечение из коллектора с комбинированным приводом часто может быть улучшено за счет сведения к минимуму эффекта приводных механизмов истощения путем замены или усиления более эффективных за счет управления дебитом или закачки жидкости. Для этого движущие механизмы, действующие в резервуаре, должны быть идентифицированы на ранней стадии его существования.

Гравитационный дренаж

Гравитационный дренаж или гравитационная сегрегация — это склонность нефти, газа и воды к сегрегации в пласте во время добычи из-за их разной плотности (рис. 7). В качестве вторичного приводного механизма гравитационное дренирование происходит только в сочетании с одним или несколькими первичными приводными механизмами нефтяного пласта.

Условия, благоприятные для гравитационного дренирования, включают мощные коллекторы с высокой вертикальной проницаемостью или маломощные коллекторы с крутым падением. В резервуаре с нагнетанием растворенного газа, перфорированном вниз по падению, гравитационное дренирование может привести к перемещению высвобожденного растворенного газа вверх и течению нефти вниз, сохраняя энергию пласта и увеличивая добычу почти до такой же величины, как при нагнетании водой.

Скорость гравитационного дренирования нефти в пласте обычно низка по сравнению с дебитами месторождения. Однако со временем гравитационный дренаж может стать чрезвычайно эффективным, и возможны более высокие извлечения, чем при использовании любого из основных приводных механизмов.

См. также[править]

• Повышение нефтеотдачи
• Моделирование коллектора для целей моделирования
• Оценка запасов
• Заводнение
• Основы течения жидкости
• Проведение исследования моделирования резервуара: обзор
• Введение в методы разработки месторождений
• Свойства нефтяного пластового флюида

Ссылки 66–84.

Внешние ссылки

• Найдите книгу в магазине AAPG

Механизмы привода резервуара — AAPG Wiki

Механизм привода резервуара обеспечивает энергию, которая перемещает углеводород, находящийся в резервуаре резервуара, в направлении ствола скважины по мере того, как жидкость удаляется вблизи ствола скважины. . Существует пять общих приводных механизмов:

• Водяной привод
• Расширение газа
• Газ-раствор
• Скальный или уплотнительный привод
• Гравитационный дренаж

Обычно преобладает один тип, но типы привода могут встречаться в комбинации. В зависимости от приводного механизма можно ожидать характерную эффективность извлечения для данного коллектора.

Содержимое

• 1 Водяной привод
• 2 Частичный водяной привод
• 3 Расширение газа
• 4 Газ-раствор
• 5 Скальный привод
• 6 Гравитационный дренаж
• 7 Комбинация
• 8 Кривые снижения для типов привода
• 9 См. также
• 10 Внешние ссылки

Гидронапор

Рисунок 1  Типичные кривые падения для ствола скважины, дренирующей пластовую систему с сильным гидронапором (A) и частичным гидронапором (B).

Сильный напор воды обеспечивает очень хорошую поддержку давления из водоносного горизонта (100% замещение пористости) с минимальным перепадом давления в стволе скважины. Вода в водоносном горизонте слегка расширяется, вытесняя нефть или газ из коллектора в сторону скважины, когда давление вокруг скважины падает. Этот механизм существует только там, где водоносный горизонт такого же или лучшего качества, чем резервуар, и имеет значительно больший объем, чем резервуар (примерно в 10 раз), или сообщается с поверхностным питанием. Сильный гидродинамический напор более эффективен в нефтяных пластах, чем в газовых. На полулогарифмическом графике падения производства кривая имеет тенденцию быть плоской.

На месторождениях, где водоносный горизонт меньше и/или имеет более низкое качество, при заборе нефти или газа происходит ограниченное распространение воды в пласт. Это частичный водный привод.

На рис. 1 показаны типичные кривые падения для ствола скважины, дренирующей пластовую систему с сильным обводнением (A) и частичным обводнением (B).

Частичное обводнение

Частичное обводнение возникает, когда водоносный горизонт имеет более низкое качество с точки зрения геометрии пор или имеет ограниченный объем. При уменьшении водоподдержки дебит углеводородов падает быстрее, чем в коллекторе с сильным водонапором, и извлечение снижается. Кривая спада добычи имеет тенденцию к более вогнутому восхождению на полулогарифмическом графике, чем кривая спада для сильного водного режима.

Расширение газа

В пластовых системах с небольшим водным приводом или без него расширение газа часто обеспечивает энергию, необходимую для перемещения углеводородов в ствол скважины. Свободный газ в газовом пласте или в газовой шапке нефтяного пласта расширяется, замещая добытые углеводороды. В нефтяной системе это расширение замедляет скорость падения давления жидкости в пласте и поддерживает добычу углеводородов. Давление падает пропорционально объему углеводородов, удаленных из резервуара, и качеству резервуара. Резервуары с приводом расширения газа имеют, самое большее, ограниченный водоносный горизонт.

Растворенный газ

Сырая нефть под высоким давлением может содержать большое количество растворенного газа. Чем больше газа в растворе, тем более сжимаема нефть. В нефтяных пластах с небольшим напором воды или без него энергия резервуара для движения нефти к стволу скважины может обеспечиваться за счет расширения нефти из-за расширения газа в растворе. Это привод растворенного газа (или растворенного газа или истощения). Когда давление в пласте падает ниже точки насыщения, в порах образуются маленькие разрозненные пузырьки газа, которые также выталкивают нефть по направлению к стволу скважины. При содержании свободного газа в пласте примерно 5–10 % пузырьки сливаются, и газ движется к стволу скважины в виде отдельной текучей фазы. Когда это происходит, добыча нефти падает, а добыча газа быстро увеличивается из-за увеличения относительной газопроницаемости.

Привод горных пород

По мере снижения пластового давления флюида давление на твердые частицы, или чистое всестороннее давление (P _nc ), увеличивается, поскольку давление порового флюида несет меньший вес вскрыши. Некоторые коллекторы реагируют на увеличение P _nc схлопыванием порового пространства. Это может быть эффективным способом удаления углеводородов. Напор горной породы распространен в мелководных водоемах или в резервуарах с рыхлыми отложениями. Также можно ожидать, что это произойдет там, где пористость остается открытой из-за высокого давления флюида. Хорошими примерами высокого давления и рыхлых коллекторов являются некоторые датские меловые коллекторы в Северном море.

Самотечный дренаж

При самотечном дренаже масло стекает вниз через резервуар под действием силы тяжести. Для этого требуется высокая вертикальная проницаемость или крутопадающие пласты, что часто встречается в трещиноватых коллекторах. Эффективность может быть неожиданно высокой (75%+), особенно там, где пласты имеют крутое падение, нефть имеет низкую вязкость, а нефть, вытекающая из верхней части колонны, заменяется выделяющимся газом.

Комбинация

Приводные механизмы могут встречаться в комбинации. Например, привод расширения газа обычно сопровождается частичным приводом воды. Водные влечения могут быть усилены эффектами впитывания, второстепенным типом влечений. Недонасыщенные нефтяные пласты могут начать добычу за счет растворенного газа, а затем перейти к частичному водному режиму, когда энергия растворенного газа уменьшится до такой степени, что она перестанет быть эффективной.