54. Подача, основные причины уменьшения подачи ШСН.
Основные причины уменьшения коэффициента подачи:
1.Утечки жид как внутри насоса по зазору между плунжером и цилиндром так и из насоса в скв причины утечки следующие: неплотности в соединениях труб, несоответствующие степени пригонки детали насоса, условием в скв , износ деталей глубинного насоса из-за наличия песка, парафин отлагающийся в скв.
2.Поступление вместе с нефтью газа.
Устранить вредные влияния газа можно следующим образом:
1.Уменшить объем вредного пространства что достигается обычно установленного клапана в нижней части плунжера.
2.Увеличить длину хода плунжера.
3.Увеличить глубину погружного насоса под динамический уровень жидкости. При этом растет Р на приеме насоса и уменьшится объем газа поступающего в насос.
4.Установить на приеме насоса специальное приспособление (газовые якори) для частичного отвода газа от насоса в межтрубное пространство.
Коэффициент подачи насоса: а=Qф/Qтеор
Экзамен по эксплуатации
53. Конструкции газлифтных подъемников. Пуска газлифтных скважин в работу, методы снижения пусковых давлений.
53. Конструкции газлифтных подъемников. Пуска газлифтных скважин в работу, методы снижения пусковых давлений.
В зависимости от числа ряда труб спускаемых в скв а так же направление движение рабочего агента и газонефтяной смеси различают кроме однорядных ещё и двухрядный подъемники. Для освоения и экспл неглубоких скв в продукции которых несодержится песка применяют подъемник однорядный сплошной конструкции. С целью облегчения веса в глубоких скв применяют однорядный ступенчатый подъемник.2-х или 3-х рядные подъемники применяют при экспл глубоких сильно песочных скв. Принцип действия однорядного и 2-рядного подъемника один и тот же. При 2-х рядном подъемники сначала спускают внешний ряд труб большего диаметра, а затем внутрь первого ряда спускают трубы меньшего диаметра. Образ-ся так называемый 2-х рядный подъемник в котором как правило рабочий агент подается в межтрубном или кольцевом пространстве. Между первым и вторым рядами труб. А газожидкостная смесь поднимается по внутреннему второму ряду труб. Пуска газлифтных скважин в работу, методы снижения пусковых давлений. Запуск газлифтной скв довольно прост он осущ-ся либо продавкой воздухом, газов из (ГВРБ) газовоздухораспределительных буток или от передвижного компрессора. Режим работы газлифтной скв устанавливают на основе промысловых исследований. Методы снижения пусковых давлений:
• Метод задавки жидкости в пласт.
• Метод свабирования
• Метод последовательного допуска труб.
• Метод переключения с одной системы закачки на другую.
• Метод пусковых отверстий.
В зависимости от числа ряда труб спускаемых в скв а так же направление движение рабочего агента и газонефтяной смеси различают кроме однорядных ещё и двухрядный подъемники. Для освоения и экспл неглубоких скв в продукции которых несодержится песка применяют подъемник однорядный сплошной конструкции. С целью облегчения веса в глубоких скв применяют однорядный ступенчатый подъемник.2-х или 3-х рядные подъемники применяют при экспл глубоких сильно песочных скв. Принцип действия однорядного и 2-рядного подъемника один и тот же. При 2-х рядном подъемники сначала спускают внешний ряд труб большего диаметра, а затем внутрь первого ряда спускают трубы меньшего диаметра. Образ-ся так называемый 2-х рядный подъемник в котором как правило рабочий агент подается в межтрубном или кольцевом пространстве. Между первым и вторым рядами труб. А газожидкостная смесь поднимается по внутреннему второму ряду труб. Пуска газлифтных скважин в работу, методы снижения пусковых давлений. Запуск газлифтной скв довольно прост он осущ-ся либо продавкой воздухом, газов из (ГВРБ) газовоздухораспределительных буток или от передвижного компрессора. Режим работы газлифтной скв устанавливают на основе промысловых исследований. Методы снижения пусковых давлений:
• Метод задавки жидкости в пласт.
• Метод свабирования
• Метод последовательного допуска труб.
• Метод переключения с одной системы закачки на другую.
• Метод пусковых отверстий.
52. Методы и виды вскрытия пластов с помощью перфорации.
52. Методы и виды вскрытия пластов с помощью перфорации.
Применяют следующие основные методы вскрытия пластов:
1.Перфорацию при репрессии. Если скважина заполнена утяжеленным раствором при гидростатическом давлении превышающее пластовое.
2.Перфорацию при дипрессии. Если скв. имеет гермитизированное устье оборудованное лубрикатором, спущена колонна НКТ, глинистый раствор заменен облегченной жидкостью и снижен е уровень, при этом перфорацию производят малогобаритными перфоратами спущенными на кабеле через НКТ.
3.Перфорацию при дипрессии, которую проводят только в жидкой среде и при гермитичном устье скв., но без лубрикатора и кабеля. В этом случае используют перфораторы спускаемые на НКТ.
4.Перфорацию при дипрессии, если скв. имеет гермитизированное устье спущена колонна НКТ с гидропескоструйным перфоратором с глинистым или замененным раствором.
Вскрытие пластов при репрессии допустимо проводить если пласт обладает хорошими коллекторскими свойствами, мало загрязнен, при бурении обладает хорошей проницаемостью и способен самоочищаться при этом желательно проводить перфорацию при заполнении скв. раствором малозасоряющим перфорационные каналы, т.е. растворами на нефтяной основе или водной основе но с применением ПАВ.
Применяют следующие основные методы вскрытия пластов:
1.Перфорацию при репрессии. Если скважина заполнена утяжеленным раствором при гидростатическом давлении превышающее пластовое.
2.Перфорацию при дипрессии. Если скв. имеет гермитизированное устье оборудованное лубрикатором, спущена колонна НКТ, глинистый раствор заменен облегченной жидкостью и снижен е уровень, при этом перфорацию производят малогобаритными перфоратами спущенными на кабеле через НКТ.
3.Перфорацию при дипрессии, которую проводят только в жидкой среде и при гермитичном устье скв., но без лубрикатора и кабеля. В этом случае используют перфораторы спускаемые на НКТ.
4.Перфорацию при дипрессии, если скв. имеет гермитизированное устье спущена колонна НКТ с гидропескоструйным перфоратором с глинистым или замененным раствором.
Вскрытие пластов при репрессии допустимо проводить если пласт обладает хорошими коллекторскими свойствами, мало загрязнен, при бурении обладает хорошей проницаемостью и способен самоочищаться при этом желательно проводить перфорацию при заполнении скв. раствором малозасоряющим перфорационные каналы, т.е. растворами на нефтяной основе или водной основе но с применением ПАВ.
51. Вставные и невставные ШСН, их конструктивные особенности. Определение подачи насосной установки.
51. Вставные и невставные ШСН, их конструктивные особенности. Определение подачи насосной установки.
После фонтанной добычи нефти менуя газлифтный способ добычи скв переводят на экспл штанговыми скважинными насосами. Установка состоит из наземного оборудования( станка качалки: с приводом отэл двигателя , блока управления, спец канатной подвески, полированного сальникового штока, тройника) и подземного оборудования (колонна НКТ, штангового насоса невставного или вставного и колонны штанг). Не вставные или трубные называют насос цилиндр которого присоединяют непосредственно к НКТ и вместе с ними спускают в скв. а плунжер спускают и поднимают отдельно на насосных штангах.
Вставные называют насос цилиндр и плунжер которого спускают в скв одновременно на насосных штангах. Насос устанавливают на спец-ю замковую муфту или опору предварительно спущенную в скв на колонне НКТ.
Насос глубинный не вставной вертикальный плунжерный невставной одинарного действия с 2-мя шаровыми клапанами (всасывающим и нагнетательным). Насос вставной вертикальный плунжерный одинарного действия с цилиндром собранным из отдельных втулок с одним или 2-мя нижними клапанами нагнетательным или с одним верхним и одним нижним нагнетательным клапаноми и с опорой расположенной в верхней части.
ШСН представляет собой насос специальной конструкции . с приводом плунжера с поверхности через колонну спец штанг. Возвратно поступательное движение к колонне насосных штанг передается от эл двигателя через редуктор и кривошипно шатунный механизм, станка качалки. Насос спускается в скв под уровень жидкости. Подача насоса установки Q определяется площадью поперечного сечения плунжера F, длинной хода S и числом ходов качаний в минуту n : Q=F*S*n*ρ*60*24..
После фонтанной добычи нефти менуя газлифтный способ добычи скв переводят на экспл штанговыми скважинными насосами. Установка состоит из наземного оборудования( станка качалки: с приводом отэл двигателя , блока управления, спец канатной подвески, полированного сальникового штока, тройника) и подземного оборудования (колонна НКТ, штангового насоса невставного или вставного и колонны штанг). Не вставные или трубные называют насос цилиндр которого присоединяют непосредственно к НКТ и вместе с ними спускают в скв. а плунжер спускают и поднимают отдельно на насосных штангах.
Вставные называют насос цилиндр и плунжер которого спускают в скв одновременно на насосных штангах. Насос устанавливают на спец-ю замковую муфту или опору предварительно спущенную в скв на колонне НКТ.
Насос глубинный не вставной вертикальный плунжерный невставной одинарного действия с 2-мя шаровыми клапанами (всасывающим и нагнетательным). Насос вставной вертикальный плунжерный одинарного действия с цилиндром собранным из отдельных втулок с одним или 2-мя нижними клапанами нагнетательным или с одним верхним и одним нижним нагнетательным клапаноми и с опорой расположенной в верхней части.
ШСН представляет собой насос специальной конструкции . с приводом плунжера с поверхности через колонну спец штанг. Возвратно поступательное движение к колонне насосных штанг передается от эл двигателя через редуктор и кривошипно шатунный механизм, станка качалки. Насос спускается в скв под уровень жидкости. Подача насоса установки Q определяется площадью поперечного сечения плунжера F, длинной хода S и числом ходов качаний в минуту n : Q=F*S*n*ρ*60*24..
50. Оборудование устья нефтяных и газовых скважины
50. Оборудование устья нефтяных и газовых скважины
На устье скважины обсадные колонны обвязываются колонной головкой. Колонная головка жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния ствольной части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Она служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, а во время бурения – превентора.
Конструктивно колонная головка – сочетание нескольких связанных между собой элементов – катушек или крестовин несущих обсадных колонн.
Условия работы колонной головки сложны: нагрузка от веса обсадных колонн, давление от среды контактирующей с ней и коррозийное воздействие, а также температурные воздействия от теплоносителей, закачиваемых в пласт, окружающей среды с температурами «+»150 2500 С и «-» 600 С. всё это требует обеспечения высокой надежности элементов колонной головки в течении всего срока эксплуатации.
Газовые скв. В зависимости от числа скв их дебита, пластового Р и др факторов применяют 2 схемы обвязки устьевого оборудования: индивидуальную и групповую. При индивидуальной схеме обвязки оборудования для регулирования работы отделения примесей, измерение дебита газа и конденсата и предотвратить образование гидратов, размещают на устье скв и около него. При групповой схеме на устье устанавливают только фонтанную арматура, остальное же оборудовании и приборы для группы скв монтируют в одном месте (групповом пункте), где проводят смену штуцеров, отделяют примеси от газа и осуществляют сбор конденсата так же мероприятий против гидратообразования, измерение дебитов газа и конденсата всех подключенных скв. каждая скв связана с групповым пунктом, коллекторов высокого Р, при групповой схеме обвязки скв облегчается их обслуживанием, создается возможность широкой автоматизации процессов добычи и эффективного использования энергии дросселирования для получения конденсата и ижекции газа.
На устье скважины обсадные колонны обвязываются колонной головкой. Колонная головка жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния ствольной части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Она служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, а во время бурения – превентора.
Конструктивно колонная головка – сочетание нескольких связанных между собой элементов – катушек или крестовин несущих обсадных колонн.
Условия работы колонной головки сложны: нагрузка от веса обсадных колонн, давление от среды контактирующей с ней и коррозийное воздействие, а также температурные воздействия от теплоносителей, закачиваемых в пласт, окружающей среды с температурами «+»150 2500 С и «-» 600 С. всё это требует обеспечения высокой надежности элементов колонной головки в течении всего срока эксплуатации.
Газовые скв. В зависимости от числа скв их дебита, пластового Р и др факторов применяют 2 схемы обвязки устьевого оборудования: индивидуальную и групповую. При индивидуальной схеме обвязки оборудования для регулирования работы отделения примесей, измерение дебита газа и конденсата и предотвратить образование гидратов, размещают на устье скв и около него. При групповой схеме на устье устанавливают только фонтанную арматура, остальное же оборудовании и приборы для группы скв монтируют в одном месте (групповом пункте), где проводят смену штуцеров, отделяют примеси от газа и осуществляют сбор конденсата так же мероприятий против гидратообразования, измерение дебитов газа и конденсата всех подключенных скв. каждая скв связана с групповым пунктом, коллекторов высокого Р, при групповой схеме обвязки скв облегчается их обслуживанием, создается возможность широкой автоматизации процессов добычи и эффективного использования энергии дросселирования для получения конденсата и ижекции газа.
Подписаться на:
Сообщения (Atom)