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
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.
49. В каких случаях предпочтительнее вскрывать пласты при депрессии? Какие типы перфораторов при этом применяется
49. В каких случаях предпочтительнее вскрывать пласты при депрессии? Какие типы перфораторов при этом применяется.
Вскрытие пластов при дипрессии предпочтительно когда:
1.Пластовое давлении е снижено на поздних стадиях разработки месторождения.
2.Проницаемость ПЗП снижена при бурении по сравнению с проницаемостью в его удаленных точках.
3.Перфорация при репрессии на пласт не обеспечивает гидродинамические связи скв. с пластом.
4.Наблюдается несоответствие между данными каротажа и результатами испытания пласта после проведения первичной перфорации.
5.Ожидаемое пластовое давление аномально высокое или аномально низкое.
Применяют следующие виды перфорации стреляющими аппаратами:
• Кумулятивная;
• Пулевая;
• Торпедная или снарядная;
Кроме этого применяют перфорации гидропескоструйного аппарата.
Кумулятивная – основана на пробивном действии высокоскоростных струй образующихся при взрыве зарядов кумулятивного перфоратора.
Пулевая и торпедная - основана на пробивном действии пуль выстреливающих из стволов пулевых или торпедных перфораторов. Под действием давления пороховых газов образующихся при сгорании пороховых зарядов в камерах аппарата. В отличии от пулевых торпедные перфораторы выстреливает разрывне пули которые пробивают обсадную колонну и затрубный цементный камень. Углубившись в породу они взрываются и образуют в ней каверны и трещины.
Гидропескоструйный метод – основан на местном эрозионном разрушении обсадной колонны, цементного кольца и пород в условиях использования кинетической энергии и образивности струи жидкости с песком и стекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленная в стенку скважины.
Вскрытие пластов при дипрессии предпочтительно когда:
1.Пластовое давлении е снижено на поздних стадиях разработки месторождения.
2.Проницаемость ПЗП снижена при бурении по сравнению с проницаемостью в его удаленных точках.
3.Перфорация при репрессии на пласт не обеспечивает гидродинамические связи скв. с пластом.
4.Наблюдается несоответствие между данными каротажа и результатами испытания пласта после проведения первичной перфорации.
5.Ожидаемое пластовое давление аномально высокое или аномально низкое.
Применяют следующие виды перфорации стреляющими аппаратами:
• Кумулятивная;
• Пулевая;
• Торпедная или снарядная;
Кроме этого применяют перфорации гидропескоструйного аппарата.
Кумулятивная – основана на пробивном действии высокоскоростных струй образующихся при взрыве зарядов кумулятивного перфоратора.
Пулевая и торпедная - основана на пробивном действии пуль выстреливающих из стволов пулевых или торпедных перфораторов. Под действием давления пороховых газов образующихся при сгорании пороховых зарядов в камерах аппарата. В отличии от пулевых торпедные перфораторы выстреливает разрывне пули которые пробивают обсадную колонну и затрубный цементный камень. Углубившись в породу они взрываются и образуют в ней каверны и трещины.
Гидропескоструйный метод – основан на местном эрозионном разрушении обсадной колонны, цементного кольца и пород в условиях использования кинетической энергии и образивности струи жидкости с песком и стекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленная в стенку скважины.
48. Компрессорный способ добычи нефти, его варианты, недостатки.
48. Компрессорный способ добычи нефти, его варианты, недостатки.
Рабочий агент до нужного Р сжимается в специальных машинах называемых компрессорами они бывают передвижными либо стационарными , устанавливаются на компрессорных станциях. От газокомпрессорной станции по магистральному газовоздухопроводу диаметром 114-125 мм. Сжатый до определенного Р газ распределяется по газовоздухораспределительным буткам (ГВРБ) в которых монтируют от 3-12 секций батарей.Компрессорный газлифтный способ эксплуатации имеет существенные недостатки:
• Низкий КПД установки.
• Высокие первоначальные капитальные затраты на строительство компрессорных станций и газовых сетей.
• Большие энергетические затраты на компримированный природный газ.
• Сравнительно высокие эксплуатационные расходы на обслуживание компрессорных станций.
• Образование стойких эмульсий.
• Отложение солей и парафина на стенках труб и выкидных линиях.
КПД зависит от след. факторов:
• Степень использования установленной мощности на станции.
• Состояния и режима работы агрегатов.
• Температуры всасывания.
Рабочий агент до нужного Р сжимается в специальных машинах называемых компрессорами они бывают передвижными либо стационарными , устанавливаются на компрессорных станциях. От газокомпрессорной станции по магистральному газовоздухопроводу диаметром 114-125 мм. Сжатый до определенного Р газ распределяется по газовоздухораспределительным буткам (ГВРБ) в которых монтируют от 3-12 секций батарей.Компрессорный газлифтный способ эксплуатации имеет существенные недостатки:
• Низкий КПД установки.
• Высокие первоначальные капитальные затраты на строительство компрессорных станций и газовых сетей.
• Большие энергетические затраты на компримированный природный газ.
• Сравнительно высокие эксплуатационные расходы на обслуживание компрессорных станций.
• Образование стойких эмульсий.
• Отложение солей и парафина на стенках труб и выкидных линиях.
КПД зависит от след. факторов:
• Степень использования установленной мощности на станции.
• Состояния и режима работы агрегатов.
• Температуры всасывания.
47. Условия фонтанирования. Минимальное забойное давление фонтанирования.
47. Условия фонтанирования. Минимальное забойное давление фонтанирования.
1.Условие фонтанирования: Фонтанирование возможно лишь в том случае, если энергия, приносимая на забой жидкостью, равна или больше энергии, необходимой для подъема этой жидкости на поверхность при условии, что фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, т. е. на режиме наибольшего к. п. д. За счет давления на забое скважины жидкость может быть поднята на высоту, соответствующую этому давлению. Полезная работа, которая совершается при подъеме 1 м3 жидкости, равна произведению веса жидкости на высоту подъема: W1=1м3ρg*(РсРо/ ρg)= 1м3* (Рс-Ро), (Дж) Вместе с нефтью на забой может поступать свободный газ, кроме того, из той же нефти при снижении давления происходит выделение газа. Общее количество газа, приходящееся на 1 м3 товарной нефти и приведенное к стандартным условиям, называется полным газовым фактором Го. Газ, расширяясь, также совершает работу. Однако доля свободного газа на разных глубинах будет разная. Работу расширения совершает только свободный газ. Поэтому при подсчете работы расширения газа необходимо учитывать не полный газовый фактор Го, а меньшее количество газа (за вычетом растворенного), которое назовем эффективным газовым фактором Гэф.
2.Минимальное забойное давление фонтанирования.
3.Экспл скв осущ-ся при различных технологических условиях. Нередко фонтанные скв экспл при забойном давлении, большем Р насыщения. В этих случаях, а так же при проектировании способов экспл сква необходимо рассчитывать минимальное забойное Р фонтанирования. Процесс фонтанирования за счет растворенного газа, выдел-ся из нефти, возможен только при определенном соотношении удельного обьема свободного газа в подьемнике (названного эффективно действующим газовым фактором ) и удельного объема газа, потребногодля работы подъемника на оптимальном режиме Rопт, которое записывается в следующем виде: ≥ Rопт.
4.В реальных условиях процесс фонтанирования можно осуществить следующим образом: Рзаб< Рнас; Рзаб≥ Рнас
1.Условие фонтанирования: Фонтанирование возможно лишь в том случае, если энергия, приносимая на забой жидкостью, равна или больше энергии, необходимой для подъема этой жидкости на поверхность при условии, что фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, т. е. на режиме наибольшего к. п. д. За счет давления на забое скважины жидкость может быть поднята на высоту, соответствующую этому давлению. Полезная работа, которая совершается при подъеме 1 м3 жидкости, равна произведению веса жидкости на высоту подъема: W1=1м3ρg*(РсРо/ ρg)= 1м3* (Рс-Ро), (Дж) Вместе с нефтью на забой может поступать свободный газ, кроме того, из той же нефти при снижении давления происходит выделение газа. Общее количество газа, приходящееся на 1 м3 товарной нефти и приведенное к стандартным условиям, называется полным газовым фактором Го. Газ, расширяясь, также совершает работу. Однако доля свободного газа на разных глубинах будет разная. Работу расширения совершает только свободный газ. Поэтому при подсчете работы расширения газа необходимо учитывать не полный газовый фактор Го, а меньшее количество газа (за вычетом растворенного), которое назовем эффективным газовым фактором Гэф.
2.Минимальное забойное давление фонтанирования.
3.Экспл скв осущ-ся при различных технологических условиях. Нередко фонтанные скв экспл при забойном давлении, большем Р насыщения. В этих случаях, а так же при проектировании способов экспл сква необходимо рассчитывать минимальное забойное Р фонтанирования. Процесс фонтанирования за счет растворенного газа, выдел-ся из нефти, возможен только при определенном соотношении удельного обьема свободного газа в подьемнике (названного эффективно действующим газовым фактором ) и удельного объема газа, потребногодля работы подъемника на оптимальном режиме Rопт, которое записывается в следующем виде: ≥ Rопт.
4.В реальных условиях процесс фонтанирования можно осуществить следующим образом: Рзаб< Рнас; Рзаб≥ Рнас
46. Применяемые технологии и устройства для борьбы с осложнениями при экспл скв УЭЦН.
46. Применяемые технологии и устройства для борьбы с осложнениями при экспл скв УЭЦН.
Решением вопросов связанных с повышенной эффективностью экспл системы «скв-насос» среди них способы снижения не благоприятного влияния газа, воды, вязкости. Выбор оптимальной величины погружения и глубины спуска, запуска УЭЦН в скв заполненную глинистым раствором и вязкой жидкостью были привлечены ученые и инженеры. Среди них создатели УЭЦН это работники ОКБ г Москва, БашНипиНефть.
Разработки связаны с улучшением работы УЭЦН:
• Применение диспергаторов для борьбы с газом;
• Исследование диспергированных особенностей УЭЦН.
• Уменьшение вредного влияния газа созданием на прием оптимального Р.
• Применение турбулизации потока для уменьшения вредного влияния вязкости.
• Применение на приеме насосов ступеней с увеличением сечения каналов.
• Безаварийный запуск УЭЦН в обводненных скв созданием дополнительного вращающегося момента на валу насоса.
• Измельчающее устройство УЭЦН.
• Технология запуска УЭЦН в скв заглушенных глинистым раствором.
• Применение обратных клапанов в УЭЦН.
• Устройство предотвращения падения УЭЦН на забое скв и другие.
Решением вопросов связанных с повышенной эффективностью экспл системы «скв-насос» среди них способы снижения не благоприятного влияния газа, воды, вязкости. Выбор оптимальной величины погружения и глубины спуска, запуска УЭЦН в скв заполненную глинистым раствором и вязкой жидкостью были привлечены ученые и инженеры. Среди них создатели УЭЦН это работники ОКБ г Москва, БашНипиНефть.
Разработки связаны с улучшением работы УЭЦН:
• Применение диспергаторов для борьбы с газом;
• Исследование диспергированных особенностей УЭЦН.
• Уменьшение вредного влияния газа созданием на прием оптимального Р.
• Применение турбулизации потока для уменьшения вредного влияния вязкости.
• Применение на приеме насосов ступеней с увеличением сечения каналов.
• Безаварийный запуск УЭЦН в обводненных скв созданием дополнительного вращающегося момента на валу насоса.
• Измельчающее устройство УЭЦН.
• Технология запуска УЭЦН в скв заглушенных глинистым раствором.
• Применение обратных клапанов в УЭЦН.
• Устройство предотвращения падения УЭЦН на забое скв и другие.
45. Способ насосной добычи нефти. Принцип действия шсн. Определение подачи насосной установки.
45. Способ насосной добычи нефти. Принцип действия шсн. Определение подачи насосной установки.
Насосный способ добычи нефти называют такой способ при котором подьем жидкости из скв на поверхность осущ-ся с помощью штанговых и безштанговых насосных установок различного типа. Насосную добычу нефти можно применять при дебитах скв от нескольких метров до многих сотен м3/сут извлекат нефть глубинными насосами можно до глубины 300 м и более. Глу насос установки подразделяются след образом:
1.Штанговые насосные установки, в которых глубина насоса спущенного в скв приводится в действие от двигателя размещ-ся на поверхности, при помощи спец привода через колонну насосных штанг. Для откачки жидкости применяют штанговые скважинные насосы (ШСН), которые по конструкции подраздел-ся на невставные или трубные.
2.Без штанговые насосные установки. Насос опускают в скв вместе с эл двигателем на насосных трубах. Насосные штанги в этих установках отсутствуют, насосы применяемые для этого способа экспл наз-ся без штанг. погруж. насосами. они в свою очереь делятся на ПЭЦН, гидропоршневые насосы (ГПН)
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. Принцип действия насоса следующий . При движении плунжера вверх под ним создается зона разряжения. Нижний всасывающий клапан под Р жид открывается и жид поступает в цилиндр насоса. Верхний нагнетательный клапан в это время закрыт т.к. на него действует Р столба жидкости заполнившей НКТ. При движении плунжера вниз всасывающий клапан закрывается а нагнетательный открывается и жид из цилиндра переходит в пространство над плунжером затем в НКТ. Т.о. при каждом ходе плунжера в цилиндр поступает определенное количество жидкости которое затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скв . 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.
Насосный способ добычи нефти называют такой способ при котором подьем жидкости из скв на поверхность осущ-ся с помощью штанговых и безштанговых насосных установок различного типа. Насосную добычу нефти можно применять при дебитах скв от нескольких метров до многих сотен м3/сут извлекат нефть глубинными насосами можно до глубины 300 м и более. Глу насос установки подразделяются след образом:
1.Штанговые насосные установки, в которых глубина насоса спущенного в скв приводится в действие от двигателя размещ-ся на поверхности, при помощи спец привода через колонну насосных штанг. Для откачки жидкости применяют штанговые скважинные насосы (ШСН), которые по конструкции подраздел-ся на невставные или трубные.
2.Без штанговые насосные установки. Насос опускают в скв вместе с эл двигателем на насосных трубах. Насосные штанги в этих установках отсутствуют, насосы применяемые для этого способа экспл наз-ся без штанг. погруж. насосами. они в свою очереь делятся на ПЭЦН, гидропоршневые насосы (ГПН)
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. Принцип действия насоса следующий . При движении плунжера вверх под ним создается зона разряжения. Нижний всасывающий клапан под Р жид открывается и жид поступает в цилиндр насоса. Верхний нагнетательный клапан в это время закрыт т.к. на него действует Р столба жидкости заполнившей НКТ. При движении плунжера вниз всасывающий клапан закрывается а нагнетательный открывается и жид из цилиндра переходит в пространство над плунжером затем в НКТ. Т.о. при каждом ходе плунжера в цилиндр поступает определенное количество жидкости которое затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скв . 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.
44. характеристика ПЦЭН и область их прменения.
44. характеристика ПЦЭН и область их прменения.
Характерная особенность ПЭЦН является простота обслуживания, экономичность небольшая по сравнению с другими видами оборудования, металлоемкость, относительно большой период их работы. ПЭЦН это центробежный насос с числом ступеней, в одном блоке до 120, привод во вращающем погружном электродвигателе специальной конструкции. Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышенного автотрансформатора, через станцию управления. В которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика. Насос отпускают под расчетный динамический уровень в зависимости от газового фактора. Жидкость из скважины подается по НКТ, к внешней стороне которой прикреплена специальным поясками (клямсы). В насосном агрегате между самим насосом и электродвигателем имеется промежуточное звено называемое протектором или гидрозащитой.
Установка ПЭЦН включает следующие узлы:
1. Заполненный маслом электродвигатель.
2. Звено электрозащиты.
3. Сетчатый фильтр насоса.
4. Погружной ценробежный насос.
5. Кабель.
6. Клямсы.
7. Устьевая арматура.
8. Направляющий ролик.
9. Автотрансформатор.
10. Автоматизированная станция управления.
Характерная особенность ПЭЦН является простота обслуживания, экономичность небольшая по сравнению с другими видами оборудования, металлоемкость, относительно большой период их работы. ПЭЦН это центробежный насос с числом ступеней, в одном блоке до 120, привод во вращающем погружном электродвигателе специальной конструкции. Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышенного автотрансформатора, через станцию управления. В которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика. Насос отпускают под расчетный динамический уровень в зависимости от газового фактора. Жидкость из скважины подается по НКТ, к внешней стороне которой прикреплена специальным поясками (клямсы). В насосном агрегате между самим насосом и электродвигателем имеется промежуточное звено называемое протектором или гидрозащитой.
Установка ПЭЦН включает следующие узлы:
1. Заполненный маслом электродвигатель.
2. Звено электрозащиты.
3. Сетчатый фильтр насоса.
4. Погружной ценробежный насос.
5. Кабель.
6. Клямсы.
7. Устьевая арматура.
8. Направляющий ролик.
9. Автотрансформатор.
10. Автоматизированная станция управления.
43 Способы добычи нефти. Добыча нефти с применением ЭЦНУ в осложненных условиях.
43 Способы добычи нефти. Добыча нефти с применением ЭЦНУ в осложненных условиях.
Различают 3 основных способа добычи нефти: фонтанный, насосный, компрессорный (газлифт, эрлифт). Фонтанная добыча это способ при котором подъем жидкости на поверхность происходит за счет пластовой энергии. Насосная добыча наиболее распространенный способ добычи нефти с помощью штанговых скважинных насосов (ШСН) и погружных центобежных эл насосов (ПЦЭН, УЭЦН). На ряду с перечисленными основными средствами извлечения жидкости на поверхность сущ-т и ряд других которые ещё не получили широкое развитие или нах-ся в стадии промышленного освоения (гидропоршневые, погружные- винтовые насосы и плунжерный лифт). Компрессорный способ разработал В.Г. Шухов вместе с инженером Бари в 1880 г. Обычно этот способ применяют тогда когда пластовой энергии оказывается недостаточно для подъема жидкости с забоя скв на поверхность и естественного фонтанирования скв прекратилось. Если при этом подъем жидкости на поверхность осуществляется под действием подаваемого к башмаку спущенного в скв подъемных труб рабочего агента (углеводородный газ), то способ экспл наз-ся газлифтом. Если воздуха эрлифтным. Добыча нефти с применением ЭЦНУ в осложненных условиях. Экспл нефтяных скв ПЭЦН при заб Р ниже Р насыщения сильно затруднена из-за особой их чувствительности к газу, т.к. при этом возможны неполадки из-за нарушения их устойчивости работы. Как показывает практика и экспериментальные исследования неустойчивость во время работы насоса приводит к пульсации в напорных трубопроводах и уменьшает а иногда и прекращает или срыву подачи. Выделяющийся из нефти свободный газ попадая в насос изменяет условия преобразования мех энергии в гидравлическую, при этом уменьшается напор и подача насоса а так же потребляемая мощность и КПД. Для уменьшения вредного влияния свободного газа на работу ЭЦН была предложена конструкция в которой несколько нижних ступеней техническую характеристику повышенной подачи и менее чувствительной к вредному влиянию газа, по сравнению с другим ступенями насоса. В таком насосе нижняя ступень создает напор достаточный для того что бы объем свободного газа в жидкости уменьшился и не оказывал вредного влияния на работу в верхних основных ступенях электронасоса. Кроме этого для уменьшения вредного влияния газа в центробежных эл насосах состоящих из ступеней с осевыми направляющими аппаратами, необходимо его нижние ступени заменит ступенями с радиальными направляющими аппаратами менее подверженных вредному влиянию газа. Для борьбы с вредным влиянием газа на работу ПЭЦН широко применяется метод увеличения глубокой подвески, т.е. погружение насоса пд уровень на глубину где в нефти меньше свободного газа. Другим методом борьбы с вредным влиянием газа на работу ЭЦН может служить применение газосепараторов центробежного действия . в поздней стадии разработки месторождения эффективным методом борьбы с вредным влиянием газа на работу центробежного насоса является подлив дегазированной жидкости в затрубное пространство скв. следует отметить что в ряде случаев для нормальной эксплуатации скв достаточно ограничится временным подливом жидкости , только в начальный период работы насоса.
Различают 3 основных способа добычи нефти: фонтанный, насосный, компрессорный (газлифт, эрлифт). Фонтанная добыча это способ при котором подъем жидкости на поверхность происходит за счет пластовой энергии. Насосная добыча наиболее распространенный способ добычи нефти с помощью штанговых скважинных насосов (ШСН) и погружных центобежных эл насосов (ПЦЭН, УЭЦН). На ряду с перечисленными основными средствами извлечения жидкости на поверхность сущ-т и ряд других которые ещё не получили широкое развитие или нах-ся в стадии промышленного освоения (гидропоршневые, погружные- винтовые насосы и плунжерный лифт). Компрессорный способ разработал В.Г. Шухов вместе с инженером Бари в 1880 г. Обычно этот способ применяют тогда когда пластовой энергии оказывается недостаточно для подъема жидкости с забоя скв на поверхность и естественного фонтанирования скв прекратилось. Если при этом подъем жидкости на поверхность осуществляется под действием подаваемого к башмаку спущенного в скв подъемных труб рабочего агента (углеводородный газ), то способ экспл наз-ся газлифтом. Если воздуха эрлифтным. Добыча нефти с применением ЭЦНУ в осложненных условиях. Экспл нефтяных скв ПЭЦН при заб Р ниже Р насыщения сильно затруднена из-за особой их чувствительности к газу, т.к. при этом возможны неполадки из-за нарушения их устойчивости работы. Как показывает практика и экспериментальные исследования неустойчивость во время работы насоса приводит к пульсации в напорных трубопроводах и уменьшает а иногда и прекращает или срыву подачи. Выделяющийся из нефти свободный газ попадая в насос изменяет условия преобразования мех энергии в гидравлическую, при этом уменьшается напор и подача насоса а так же потребляемая мощность и КПД. Для уменьшения вредного влияния свободного газа на работу ЭЦН была предложена конструкция в которой несколько нижних ступеней техническую характеристику повышенной подачи и менее чувствительной к вредному влиянию газа, по сравнению с другим ступенями насоса. В таком насосе нижняя ступень создает напор достаточный для того что бы объем свободного газа в жидкости уменьшился и не оказывал вредного влияния на работу в верхних основных ступенях электронасоса. Кроме этого для уменьшения вредного влияния газа в центробежных эл насосах состоящих из ступеней с осевыми направляющими аппаратами, необходимо его нижние ступени заменит ступенями с радиальными направляющими аппаратами менее подверженных вредному влиянию газа. Для борьбы с вредным влиянием газа на работу ПЭЦН широко применяется метод увеличения глубокой подвески, т.е. погружение насоса пд уровень на глубину где в нефти меньше свободного газа. Другим методом борьбы с вредным влиянием газа на работу ЭЦН может служить применение газосепараторов центробежного действия . в поздней стадии разработки месторождения эффективным методом борьбы с вредным влиянием газа на работу центробежного насоса является подлив дегазированной жидкости в затрубное пространство скв. следует отметить что в ряде случаев для нормальной эксплуатации скв достаточно ограничится временным подливом жидкости , только в начальный период работы насоса.
42 Методы и этапы вскрытия пласта.
42 Методы и этапы вскрытия пласта.
В зависимости от пластового давления, степени насыщенности пласта нефтью к степени дренирования и др. показатели применяют различные методы вскрытия которые должны удовлетворять следующим основным требованиям:
1.Сохранение природных фильтрационных свойств пород ПЗП.
2.Обеспечение подлежащей площади поверхностного вскрытия пласта для длительной безводной эксплуатации и максимального облегчения притока нефти и газа к забою скважины.
3.Исключение открытого фонтанирования.
Вскрытие пласта по своему характеру делится:
1.Вскрытие и разбуривание породы в процессе бурения скважины (технология вскрытия).
2.Установление гидродинамической связи пласта со скважиной после спуска эксплуатационной колонны (техника вскрытия).
Пласты могут быть представлены 3 основными группами:
3.Пласты характеризующиеся высокими давлениями, высокой нефтенасыщенностью и фонтанированием при их вскрытии и освоении.
4.Пласты с малым пластовым давлением.
5.Пласты с наличием трещин в породе.
Для 1 группы пластов особое значение имеет надежное обустройство устья скважины обеспечивающее безаварийное ведение работ. Для 2 и 3 групп пластов важно создать условие благоприятные для притока нефти и газа в скважину . чтобы создать такие условия необходимые прежде всего правильно выбрать промывочный раствор, оборудование забоя и метод вскрытия объекта перфорацией. Промывочный раствор с точки зрения вскрытия пласта выбирается таким что бы предотвратить поглощение его коллектором особенно трещиноватыми, снизить инфильтрацию воды из глинистого раствора в пористую породу и предотвратить вредное влияние на ПЗП.
В зависимости от пластового давления, степени насыщенности пласта нефтью к степени дренирования и др. показатели применяют различные методы вскрытия которые должны удовлетворять следующим основным требованиям:
1.Сохранение природных фильтрационных свойств пород ПЗП.
2.Обеспечение подлежащей площади поверхностного вскрытия пласта для длительной безводной эксплуатации и максимального облегчения притока нефти и газа к забою скважины.
3.Исключение открытого фонтанирования.
Вскрытие пласта по своему характеру делится:
1.Вскрытие и разбуривание породы в процессе бурения скважины (технология вскрытия).
2.Установление гидродинамической связи пласта со скважиной после спуска эксплуатационной колонны (техника вскрытия).
Пласты могут быть представлены 3 основными группами:
3.Пласты характеризующиеся высокими давлениями, высокой нефтенасыщенностью и фонтанированием при их вскрытии и освоении.
4.Пласты с малым пластовым давлением.
5.Пласты с наличием трещин в породе.
Для 1 группы пластов особое значение имеет надежное обустройство устья скважины обеспечивающее безаварийное ведение работ. Для 2 и 3 групп пластов важно создать условие благоприятные для притока нефти и газа в скважину . чтобы создать такие условия необходимые прежде всего правильно выбрать промывочный раствор, оборудование забоя и метод вскрытия объекта перфорацией. Промывочный раствор с точки зрения вскрытия пласта выбирается таким что бы предотвратить поглощение его коллектором особенно трещиноватыми, снизить инфильтрацию воды из глинистого раствора в пористую породу и предотвратить вредное влияние на ПЗП.
41. Цикл работы скв при периодической экспл(общее время одного цикла, суммарное количество жидкости за один цикл, среднесуточный дебит жидкости, действительная скорость отбора за один цикл).
41. Цикл работы скв при периодической экспл(общее время одного цикла, суммарное количество жидкости за один цикл, среднесуточный дебит жидкости, действительная скорость отбора за один цикл).
Цикл работы таких скв состоит из 2-х периодов:
1.Накопление жидкости.
2.Отборы жидкости.
Общее время одного цикла:tц= tн+ tо , где tн - время накопления. В течении времени tо отбирается не только накопившаяся жидкость за время tн но и жидкость которая притекает к забою за время tо т.к. при отборе снижается забойное Р и жидкость из пласта поступает в скв.
Суммарное количество жидкости поступаемое за 1 цикл составляет: qц= qн+ qо .
Среднесуточный дебит жидкости: Q=24*( qн+ qо )/ tн+ tо , где 24/ tн+ tо=N - число циклов работы скв в сутки.
Цикл работы таких скв состоит из 2-х периодов:
1.Накопление жидкости.
2.Отборы жидкости.
Общее время одного цикла:tц= tн+ tо , где tн - время накопления. В течении времени tо отбирается не только накопившаяся жидкость за время tн но и жидкость которая притекает к забою за время tо т.к. при отборе снижается забойное Р и жидкость из пласта поступает в скв.
Суммарное количество жидкости поступаемое за 1 цикл составляет: qц= qн+ qо .
Среднесуточный дебит жидкости: Q=24*( qн+ qо )/ tн+ tо , где 24/ tн+ tо=N - число циклов работы скв в сутки.
40. Фонтанный способ добычи нефти.
40. Фонтанный способ добычи нефти.
Фонтанный способ добычи нефти самый рентабельный при рациональной экспл с начала разработки залежи с поддержанием пластового Р закачкой воды иногда удается продлить фонтанный период работы скв на многие годы и добиться наиболее высоких коэффициентов отдачи пластов. Нефтепромысловая практика показывает что фонтанный способ эксплуатации самый простой и самый дешевый. Фонтанирование скв может произойти в том случае если Р на забое привышает гидростатическое Р жидкости, или газожидкостной смеси или газа в скв. практически фонтанирование только под действием гидростатического Р встречается редко, обычно по мере подъема жидкости в скв Р снижается и на некоторой величине достигнув значение равному Р насыщения. При этом из жидкости начинает выделяться газ который способствуют дальнейшего его подьема на поверхность , т.о. большинство фонтан скв экспл за счет энергии расширения газа и гидростатического напора жидкости одновременно. В таких скв обычно устанавливается Ру<Рнас<Рзаб.
При этом условии в нижней части колонны движется одна фаза жидкость, на глубине где Р равно Рнас. Начинается выделение газа из нефти и в верхней части колонны движ-ся 2-х фазный поток (жидкость –газ). Эффективность фонтанной эксплуатации характериз-ся газовым фактором (отношением полученного из месторождения газа приведенного к атм Р и 20 С, к количеству добытой за это же время при тех же Р и t). Чем меньше газа расход-ся на подьем 1 тонны нефти тем рациональней считается экспл скв следовательно для фонтанной скв оптимальным следует считать такой режим экспл при котором газовый фактор наименьший. В процессе разбуривания нефтяных залежей происходит обводненность добываемой продукции т.к. плотность воды больше плотности нефти это приводит к увеличению плотности газожидкостной смеси, что в свою очередь отраж-ся на потребляемых расходах газа для подъема смеси, условиях прекращения фонтанирования, величинах забойных Р, производительности газожидкостных подьемников.
Фонтанный способ добычи нефти самый рентабельный при рациональной экспл с начала разработки залежи с поддержанием пластового Р закачкой воды иногда удается продлить фонтанный период работы скв на многие годы и добиться наиболее высоких коэффициентов отдачи пластов. Нефтепромысловая практика показывает что фонтанный способ эксплуатации самый простой и самый дешевый. Фонтанирование скв может произойти в том случае если Р на забое привышает гидростатическое Р жидкости, или газожидкостной смеси или газа в скв. практически фонтанирование только под действием гидростатического Р встречается редко, обычно по мере подъема жидкости в скв Р снижается и на некоторой величине достигнув значение равному Р насыщения. При этом из жидкости начинает выделяться газ который способствуют дальнейшего его подьема на поверхность , т.о. большинство фонтан скв экспл за счет энергии расширения газа и гидростатического напора жидкости одновременно. В таких скв обычно устанавливается Ру<Рнас<Рзаб.
При этом условии в нижней части колонны движется одна фаза жидкость, на глубине где Р равно Рнас. Начинается выделение газа из нефти и в верхней части колонны движ-ся 2-х фазный поток (жидкость –газ). Эффективность фонтанной эксплуатации характериз-ся газовым фактором (отношением полученного из месторождения газа приведенного к атм Р и 20 С, к количеству добытой за это же время при тех же Р и t). Чем меньше газа расход-ся на подьем 1 тонны нефти тем рациональней считается экспл скв следовательно для фонтанной скв оптимальным следует считать такой режим экспл при котором газовый фактор наименьший. В процессе разбуривания нефтяных залежей происходит обводненность добываемой продукции т.к. плотность воды больше плотности нефти это приводит к увеличению плотности газожидкостной смеси, что в свою очередь отраж-ся на потребляемых расходах газа для подъема смеси, условиях прекращения фонтанирования, величинах забойных Р, производительности газожидкостных подьемников.
39. основные требования, которым должны удовлетворять методы вскрытия пласта
39. основные требования, которым должны удовлетворять методы вскрытия пласта.
В зависимости от пластового давления, степени насыщенности пласта нефтью к степени дренирования и др. показатели применяют различные методы вскрытия которые должны удовлетворять следующим основным требованиям:
1.Сохранение природных фильтрационных свойств пород ПЗП.
2.Обеспечение подлежащей площади поверхностного вскрытия пласта для длительной безводной эксплуатации и максимального облегчения притока нефти и газа к забою скважины.
3.Исключение открытого фонтанирования.
В зависимости от пластового давления, степени насыщенности пласта нефтью к степени дренирования и др. показатели применяют различные методы вскрытия которые должны удовлетворять следующим основным требованиям:
1.Сохранение природных фильтрационных свойств пород ПЗП.
2.Обеспечение подлежащей площади поверхностного вскрытия пласта для длительной безводной эксплуатации и максимального облегчения притока нефти и газа к забою скважины.
3.Исключение открытого фонтанирования.
38. переодическая экспл газлифтных скв и е преимущество по сравнению с непрерывной. Перечислить случаи невозможности применения периодической экспл скв.
38. переодическая экспл газлифтных скв и е преимущество по сравнению с непрерывной. Перечислить случаи невозможности применения периодической экспл скв.
Малодебитные скв часто не имеет смысла экспл круглосуточно, т.к. при этом требуются большие затраты энергии связанные с подьемом жидкости на дневную поверхность. В этом случае примен-ся периодическая экспл газлифтных скв. она имеет ряд преимуществ по сравнению с непрерывной. Т.к. сокращ-ся энергетические затраты, уменьшается износ оборудования, наиболее полно использ-ся установленные мощности, для подьема жидкости, увел-ся межремонтный период, снижается себестоимость. Тем не менее в ряде случаев приходится малодебитные скв экспл-ть непрерывно. Например скв из которых вместе с жидкостью извлек-ся польшое количество песка. Остановка таких скв нередко приводит к образованию песчаной пробки. Периодическая остановка некоторых обводненных скв может привести к сокращению суммарного дебита по нефти. Для установленного режима работы необходимо провести исследование скв т.е. изучить изменение забойного Р и притока жидкости во времени при периодической экспл.
Можно указать на 3 случая когда следует применять способ непрерывной экспл скв.
Когда себестоимость 1 тонны нефти при непрерывной экспл значительно превышает установленным проектом средне промыслового себестоимость.
Когда удельные расходы газа при непрерывной экспл велики.
Если мощность установленного оборудования малодебитных скв не использ-ся в достаточной мере и нет возможности произвести замену на оборудование меньшей мощности.
Малодебитные скв часто не имеет смысла экспл круглосуточно, т.к. при этом требуются большие затраты энергии связанные с подьемом жидкости на дневную поверхность. В этом случае примен-ся периодическая экспл газлифтных скв. она имеет ряд преимуществ по сравнению с непрерывной. Т.к. сокращ-ся энергетические затраты, уменьшается износ оборудования, наиболее полно использ-ся установленные мощности, для подьема жидкости, увел-ся межремонтный период, снижается себестоимость. Тем не менее в ряде случаев приходится малодебитные скв экспл-ть непрерывно. Например скв из которых вместе с жидкостью извлек-ся польшое количество песка. Остановка таких скв нередко приводит к образованию песчаной пробки. Периодическая остановка некоторых обводненных скв может привести к сокращению суммарного дебита по нефти. Для установленного режима работы необходимо провести исследование скв т.е. изучить изменение забойного Р и притока жидкости во времени при периодической экспл.
Можно указать на 3 случая когда следует применять способ непрерывной экспл скв.
Когда себестоимость 1 тонны нефти при непрерывной экспл значительно превышает установленным проектом средне промыслового себестоимость.
Когда удельные расходы газа при непрерывной экспл велики.
Если мощность установленного оборудования малодебитных скв не использ-ся в достаточной мере и нет возможности произвести замену на оборудование меньшей мощности.
37. Физическая сущность фонтанирования скважин
37. Физическая сущность фонтанирования скважин
Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т. е. давление на забоях скважин достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на преодоление трения, связанное с движением этой жидкости.
Общим обязательным условием для работы любой фонтанирующей скважины будет следующее основное равенство:Рс= Рг + Ртр + Ру , где Рс - давление на забое скважины; Рг, Ртр, Ру - гидростатическое давление столба жидкости в скважине, рассчитанное по вертикали, потери давления на трение в НКТ и противодавление на устье, соответственно.
Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т. е. давление на забоях скважин достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на преодоление трения, связанное с движением этой жидкости.
Общим обязательным условием для работы любой фонтанирующей скважины будет следующее основное равенство:Рс= Рг + Ртр + Ру , где Рс - давление на забое скважины; Рг, Ртр, Ру - гидростатическое давление столба жидкости в скважине, рассчитанное по вертикали, потери давления на трение в НКТ и противодавление на устье, соответственно.
36. Виды фонтанирования скв. Условия фонтанирования, фонтанное оборудование.
36. Виды фонтанирования скв. Условия фонтанирования, фонтанное оборудование.
Различают два вида фонтанирования скважин:
- фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьков газа, - артезианское фонтанирование;
- фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа, облегчающего фонтанирование, - наиболее распространенный способ фонтанирования.
Артезианский способ встречается при добыче нефти редко. Он возможен при полном отсутствии растворенного газа в нефти и при забойном давлении, превышающем гидростатическое давление столба негазированной жидкости в скважине. При наличии растворенного газа в жидкости, который не выделяется благодаря давлению на устье, превышающему давление насыщения, и при давлении на забое, превышающем сумму двух давлений: гидростатического столба негазированной жидкости и давления на устье скважины.
Поскольку присутствие пузырьков свободного газа в жидкости уменьшает плотность последней и, следовательно, гидростатическое давление такого столба жидкости, то давление на забое скважины, необходимое для фонтанирования газированной жидкости, существенно меньше, чем при артезианском фонтанировании.
Условие фонтанирования: Фонтанирование возможно лишь в том случае, если энергия, приносимая на забой жидкостью, равна или больше энергии, необходимой для подъема этой жидкости на поверхность при условии, что фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, т. е. на режиме наибольшего к. п. д. За счет давления на забое скважины жидкость может быть поднята на высоту, соответствующую этому давлению. Полезная работа, которая совершается при подъеме 1 м3 жидкости, равна произведению веса жидкости на высоту подъема: W1=1м3ρg*(РсРо/ ρg)= 1м3* (Рс-Ро), (Дж) Вместе с нефтью на забой может поступать свободный газ, кроме того, из той же нефти при снижении давления происходит выделение газа. Общее количество газа, приходящееся на 1 м3 товарной нефти и приведенное к стандартным условиям, называется полным газовым фактором Го. Газ, расширяясь, также совершает работу. Однако доля свободного газа на разных глубинах будет разная. Работу расширения совершает только свободный газ. Поэтому при подсчете работы расширения газа необходимо учитывать не полный газовый фактор Го, а меньшее количество газа (за вычетом растворенного), которое назовем эффективным газовым фактором Гэф.
Фонтан-е оборуд-е: К наземному обор-ю отн-т фонт-ю арматуру и манифольд. Фон-й арматурой обор-т фонт-е неф-е и газ-е скв. Ее устан-т на кол-ую головку..Фонт-е арматуры разл-т по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки вкл-т в шифр фонт-й арматуры Фонт-я арматура вкл-т трубную головку и фонт-ю елку с запорными и регул-ми устр-ми. Трубная головка предназ-а для подвески НКТ и гермет-и простр-в м/у ними и обсадной экспл-й колонной. При оборуд-и скв 2 концентр-и колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диам-а подвешив-я на резьб-м соед-и нижнего тройника (крестовины), кот устан-я на крестовину, гермет-ю затрубное простр-о. Фонт-я елка предн-на для направ-я потока в выкидную линию, а также для регулир-я и контроля работы скв. Она может включать либо 1 или 2 тройника (одно-или двухъярусная тройн-я арматура), либо крестовину (крестовая арматура). Двухструнная (двухъярусная тройн-я и крестовая) констр-я елки целесообразна в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем раб-й явл-я верхняя или любая боковая струны, а первое от ствола запорное устройство — запасным. Сверху елка заканч-я колпаком (буфером) с трехходовым краном и манометром. Для спуска в раб-ю скв приборов и устр-в вместо буфера ставится лубрикатор. Фонт-ю арматуру можно монтир-ть на устье скв автом-ми кранами, а также при помощи подъемных механизмов.На выкидных линиях после запорных устройств для регулир-я режима работы скв ставят регулирующие устройства (штуцер), обеспечивающие дросселирование потока вследствие изменения площади проходного сечения. Они подразд-я на нерегул-е и регулируемые. Гермет-ть обесп-ся резин-и уплотнениями. Устьевое (до штуцера) и затрубное Р измеряют с помощью манометров. Манифольд предн-н для обвязки фонт-й арматуры с выкидной линией (шлейфом), подающей продукцию на групповую замерную установку. Манифольд монтируют в зав-и от местных условий и техн-и экспл-и. В общем случае они обесп-т обвязку двух струн с шлейфом, струн с затрубным пространством, струн и затрубного пространства с факелом или амбаром. К подземному обор-ю отн-я НКТ, кот прим-т при всех способах экспл-и скв. Их предусм-т изг-е 4 типов стальных бесшовных НКТ: гладких; с высаженными наружу концами; гладких высокогерм-х и безмуфтовых с высаженными наружу концами. При экспл-и фонт-х скв нах-т прим-е комплексы обор-я для предупр-я откр-х фонтанов (типа КУСА и КУСА-Э). Они могут обслуживать от одной до восьми скважин и обесп-т герметичное перекрытие ствола скв в случае разгерм-и устья, при откл-и параметров (давления, дебита) работы скв от зад-х и при возник-и пожара.
Различают два вида фонтанирования скважин:
- фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьков газа, - артезианское фонтанирование;
- фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа, облегчающего фонтанирование, - наиболее распространенный способ фонтанирования.
Артезианский способ встречается при добыче нефти редко. Он возможен при полном отсутствии растворенного газа в нефти и при забойном давлении, превышающем гидростатическое давление столба негазированной жидкости в скважине. При наличии растворенного газа в жидкости, который не выделяется благодаря давлению на устье, превышающему давление насыщения, и при давлении на забое, превышающем сумму двух давлений: гидростатического столба негазированной жидкости и давления на устье скважины.
Поскольку присутствие пузырьков свободного газа в жидкости уменьшает плотность последней и, следовательно, гидростатическое давление такого столба жидкости, то давление на забое скважины, необходимое для фонтанирования газированной жидкости, существенно меньше, чем при артезианском фонтанировании.
Условие фонтанирования: Фонтанирование возможно лишь в том случае, если энергия, приносимая на забой жидкостью, равна или больше энергии, необходимой для подъема этой жидкости на поверхность при условии, что фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, т. е. на режиме наибольшего к. п. д. За счет давления на забое скважины жидкость может быть поднята на высоту, соответствующую этому давлению. Полезная работа, которая совершается при подъеме 1 м3 жидкости, равна произведению веса жидкости на высоту подъема: W1=1м3ρg*(РсРо/ ρg)= 1м3* (Рс-Ро), (Дж) Вместе с нефтью на забой может поступать свободный газ, кроме того, из той же нефти при снижении давления происходит выделение газа. Общее количество газа, приходящееся на 1 м3 товарной нефти и приведенное к стандартным условиям, называется полным газовым фактором Го. Газ, расширяясь, также совершает работу. Однако доля свободного газа на разных глубинах будет разная. Работу расширения совершает только свободный газ. Поэтому при подсчете работы расширения газа необходимо учитывать не полный газовый фактор Го, а меньшее количество газа (за вычетом растворенного), которое назовем эффективным газовым фактором Гэф.
Фонтан-е оборуд-е: К наземному обор-ю отн-т фонт-ю арматуру и манифольд. Фон-й арматурой обор-т фонт-е неф-е и газ-е скв. Ее устан-т на кол-ую головку..Фонт-е арматуры разл-т по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки вкл-т в шифр фонт-й арматуры Фонт-я арматура вкл-т трубную головку и фонт-ю елку с запорными и регул-ми устр-ми. Трубная головка предназ-а для подвески НКТ и гермет-и простр-в м/у ними и обсадной экспл-й колонной. При оборуд-и скв 2 концентр-и колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диам-а подвешив-я на резьб-м соед-и нижнего тройника (крестовины), кот устан-я на крестовину, гермет-ю затрубное простр-о. Фонт-я елка предн-на для направ-я потока в выкидную линию, а также для регулир-я и контроля работы скв. Она может включать либо 1 или 2 тройника (одно-или двухъярусная тройн-я арматура), либо крестовину (крестовая арматура). Двухструнная (двухъярусная тройн-я и крестовая) констр-я елки целесообразна в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем раб-й явл-я верхняя или любая боковая струны, а первое от ствола запорное устройство — запасным. Сверху елка заканч-я колпаком (буфером) с трехходовым краном и манометром. Для спуска в раб-ю скв приборов и устр-в вместо буфера ставится лубрикатор. Фонт-ю арматуру можно монтир-ть на устье скв автом-ми кранами, а также при помощи подъемных механизмов.На выкидных линиях после запорных устройств для регулир-я режима работы скв ставят регулирующие устройства (штуцер), обеспечивающие дросселирование потока вследствие изменения площади проходного сечения. Они подразд-я на нерегул-е и регулируемые. Гермет-ть обесп-ся резин-и уплотнениями. Устьевое (до штуцера) и затрубное Р измеряют с помощью манометров. Манифольд предн-н для обвязки фонт-й арматуры с выкидной линией (шлейфом), подающей продукцию на групповую замерную установку. Манифольд монтируют в зав-и от местных условий и техн-и экспл-и. В общем случае они обесп-т обвязку двух струн с шлейфом, струн с затрубным пространством, струн и затрубного пространства с факелом или амбаром. К подземному обор-ю отн-я НКТ, кот прим-т при всех способах экспл-и скв. Их предусм-т изг-е 4 типов стальных бесшовных НКТ: гладких; с высаженными наружу концами; гладких высокогерм-х и безмуфтовых с высаженными наружу концами. При экспл-и фонт-х скв нах-т прим-е комплексы обор-я для предупр-я откр-х фонтанов (типа КУСА и КУСА-Э). Они могут обслуживать от одной до восьми скважин и обесп-т герметичное перекрытие ствола скв в случае разгерм-и устья, при откл-и параметров (давления, дебита) работы скв от зад-х и при возник-и пожара.
35. Расчет среднесуточного дебита жидкости при переодической эксплуатации газлифтных скважин.
35. Расчет среднесуточного дебита жидкости при переодической эксплуатации газлифтных скважин.
Цикл работы таких скв состоит из 2-х периодов:
1.Накопление жидкости.
2.Отборы жидкости.
Общее время одного цикла:tц= tн+ tо , где tн - время накопления. В течении времени tо отбирается не только накопившаяся жидкость за время tн но и жидкость которая притекает к забою за время tо т.к. при отборе снижается забойное Р и жидкость из пласта поступает в скв.
Суммарное количество жидкости поступаемое за 1 цикл составляет: qц= qн+ qо .
Среднесуточный дебит жидкости: Q=24*( qн+ qо )/ tн+ tо , где 24/ tн+ tо=N - число циклов работы скв в сутки.
Цикл работы таких скв состоит из 2-х периодов:
1.Накопление жидкости.
2.Отборы жидкости.
Общее время одного цикла:tц= tн+ tо , где tн - время накопления. В течении времени tо отбирается не только накопившаяся жидкость за время tн но и жидкость которая притекает к забою за время tо т.к. при отборе снижается забойное Р и жидкость из пласта поступает в скв.
Суммарное количество жидкости поступаемое за 1 цикл составляет: qц= qн+ qо .
Среднесуточный дебит жидкости: Q=24*( qн+ qо )/ tн+ tо , где 24/ tн+ tо=N - число циклов работы скв в сутки.
34. Коэффициент наполнения ШСН и факторы его определяющие.
34. Коэффициент наполнения ШСН и факторы его определяющие.
Поступающий газ занимает часть освобождающего плунжером пространства уменьшает наполнение цилиндра жидкостью и снижает производительность насоса (коэф наполнения). Коэф напонения насоса наз-ся отношение объема фактически поступающего под плунжер насоса жидкости к объему описываемогу плунжером при его ходе вверх. Коэф наполнения тем больше чем меньше объем вредного пространства и чем больше длина хода плунжера а так же чем меньше поступающего в насос газа.
Поступающий газ занимает часть освобождающего плунжером пространства уменьшает наполнение цилиндра жидкостью и снижает производительность насоса (коэф наполнения). Коэф напонения насоса наз-ся отношение объема фактически поступающего под плунжер насоса жидкости к объему описываемогу плунжером при его ходе вверх. Коэф наполнения тем больше чем меньше объем вредного пространства и чем больше длина хода плунжера а так же чем меньше поступающего в насос газа.
33. Методы исследования Н и Г скважин. Гидродинамические методы исследования скв при нестационарных режимах фильтрации.
33. Методы исследования Н и Г скважин. Гидродинамические методы исследования скв при нестационарных режимах фильтрации.
Методы исследования скважин. Задача -получение исходных данных для подсчета запасов газа, проектирования опытной эксплуатации, разработки, обустройства промысла, установления технологического, гидродинамического и термодинамического режима работы скважин и наземных сооружений, оценки эффективности работ по интенсификации и контролю за разработкой и эксплуатацией путем установления продуктивной характеристики скважин и параметров пласта.
Газогидродинамические методы исследования скважин делятся на исследования при установившихся (стационарных) и неустановившихся (нестационарных) режимах фильтрации. К первым относят снятие индикаторной кривой, отражающей зависимость между забойным давлением и дебитом при работе скважины на различных установившихся режимах. Ко вторым относится снятие кривой восстановления давления (КВД) после остановки, снятие кривых стабилизации давления (КСД) и дебита при пуске скважины в работу на определённом режиме (с определённым диаметром шайбы, штуцера, диафрагмы).
Виды исследований по назначению. По своему назначению исследования газовых скважин делятся на первичные, текущие, комплексные и специальные:
1.Первичные исследования проводятся на всех разведочных и добывающих.
2.Текущие исследования проводятся на добывающих скважинах в процессе разработки месторождения.
3.Специальные исследования проводятся для определения отдельных параметров, обусловленных специфическими условиями данного месторождения.
4.Комплексные исследования основаны на гидродинамических, геофизических, термодинамических и радиоактивных методах исследования с одновременной автоматизацией всех показаний и в том числе определений физико-химических характеристик газа, воды, агрессивных примесей и конденсата, при различных давлениях и температурах в промысловых условиях.
Гидродинамические методы исследования скв при нестационарных режимах фильтрации. Цель исследования заключается в оценке гидродинамического совершенства скважины, фильтрационных параметров и неоднородности свойств пласта по изменению давления, т. е. в получении и обработке кривой изменения давления во времени.
Технология исследования состоит в измерении параметров работы скважины (дебита или приемистости, давления) при установившемся режиме, затем в изменении режима работы (дебита или приемистости) и последующем измерении изменения давления либо на устье, либо на забое возмущающей или peaгирующей скважины. Забойное давление измеряют глубинным (скважинным) абсолютным или дифференциальным манометром на установившемся режиме при эксплуатации в течение не менее 30 мин, а изменение давления — до 2—10 ч, что устанавливается опытом. Можно исследовать скважины всех категорий (добывающие, нагнетательные, наблюдательные, пьезометрические). Особенности исследования определяются способом эксплуатации. Теория исследования разработана для условий упругого режима при рз>рн. Допускается проводить исследование добывающих скважин при рз<рн (но не более чем на 15%), если в районе скважины рпл>рн.
Основными в этой группе исследований являются методы восстановления (снижения) давления и гидропрослушивания пласта.
Метод восстановления давления
Исследование выполняют путем остановки скважины и снятия кривой восстановления (снижения) забойного давления во времени. С использованием метода суперпозиции, как известно из подземной гидрогазодинамики, основная формула упругого режима в данном случае записывается в виде:∆Р=Qμ/4πkh*(ln2.25Nt/rc2). где Δр=рз(t)—Рзо—увеличение забойного давления во времени t после остановки скважины по отношению к установившемуся давлению Рзо перед остановкой; Q-установившийся дебит скважины до остановки (приведенный к пластовым условиям); t — время исследования (после остановки скважины). Кривую рз(t) трансформируют в прямую, преобразуя уравнение таким образом:∆Р=Qμ/4πkh*(ln2.25Nt/rc2)+Qμ/4πkh*ln(t)=A+iln(t).
Экспериментальные точки только по истечении некоторого времени ложатся на прямую в соответствии с уравнением (5.19), что объясняется продолжающимся притоком жидкости в скважину после ее закрытия. К этим точкам проводят касательную, поэтому метод обработки называется методом касательной.
Методы исследования скважин. Задача -получение исходных данных для подсчета запасов газа, проектирования опытной эксплуатации, разработки, обустройства промысла, установления технологического, гидродинамического и термодинамического режима работы скважин и наземных сооружений, оценки эффективности работ по интенсификации и контролю за разработкой и эксплуатацией путем установления продуктивной характеристики скважин и параметров пласта.
Газогидродинамические методы исследования скважин делятся на исследования при установившихся (стационарных) и неустановившихся (нестационарных) режимах фильтрации. К первым относят снятие индикаторной кривой, отражающей зависимость между забойным давлением и дебитом при работе скважины на различных установившихся режимах. Ко вторым относится снятие кривой восстановления давления (КВД) после остановки, снятие кривых стабилизации давления (КСД) и дебита при пуске скважины в работу на определённом режиме (с определённым диаметром шайбы, штуцера, диафрагмы).
Виды исследований по назначению. По своему назначению исследования газовых скважин делятся на первичные, текущие, комплексные и специальные:
1.Первичные исследования проводятся на всех разведочных и добывающих.
2.Текущие исследования проводятся на добывающих скважинах в процессе разработки месторождения.
3.Специальные исследования проводятся для определения отдельных параметров, обусловленных специфическими условиями данного месторождения.
4.Комплексные исследования основаны на гидродинамических, геофизических, термодинамических и радиоактивных методах исследования с одновременной автоматизацией всех показаний и в том числе определений физико-химических характеристик газа, воды, агрессивных примесей и конденсата, при различных давлениях и температурах в промысловых условиях.
Гидродинамические методы исследования скв при нестационарных режимах фильтрации. Цель исследования заключается в оценке гидродинамического совершенства скважины, фильтрационных параметров и неоднородности свойств пласта по изменению давления, т. е. в получении и обработке кривой изменения давления во времени.
Технология исследования состоит в измерении параметров работы скважины (дебита или приемистости, давления) при установившемся режиме, затем в изменении режима работы (дебита или приемистости) и последующем измерении изменения давления либо на устье, либо на забое возмущающей или peaгирующей скважины. Забойное давление измеряют глубинным (скважинным) абсолютным или дифференциальным манометром на установившемся режиме при эксплуатации в течение не менее 30 мин, а изменение давления — до 2—10 ч, что устанавливается опытом. Можно исследовать скважины всех категорий (добывающие, нагнетательные, наблюдательные, пьезометрические). Особенности исследования определяются способом эксплуатации. Теория исследования разработана для условий упругого режима при рз>рн. Допускается проводить исследование добывающих скважин при рз<рн (но не более чем на 15%), если в районе скважины рпл>рн.
Основными в этой группе исследований являются методы восстановления (снижения) давления и гидропрослушивания пласта.
Метод восстановления давления
Исследование выполняют путем остановки скважины и снятия кривой восстановления (снижения) забойного давления во времени. С использованием метода суперпозиции, как известно из подземной гидрогазодинамики, основная формула упругого режима в данном случае записывается в виде:∆Р=Qμ/4πkh*(ln2.25Nt/rc2). где Δр=рз(t)—Рзо—увеличение забойного давления во времени t после остановки скважины по отношению к установившемуся давлению Рзо перед остановкой; Q-установившийся дебит скважины до остановки (приведенный к пластовым условиям); t — время исследования (после остановки скважины). Кривую рз(t) трансформируют в прямую, преобразуя уравнение таким образом:∆Р=Qμ/4πkh*(ln2.25Nt/rc2)+Qμ/4πkh*ln(t)=A+iln(t).
Экспериментальные точки только по истечении некоторого времени ложатся на прямую в соответствии с уравнением (5.19), что объясняется продолжающимся притоком жидкости в скважину после ее закрытия. К этим точкам проводят касательную, поэтому метод обработки называется методом касательной.
32. Расчет подачи штанговой насосной установки.
32. Расчет подачи штанговой насосной установки.
При перемещении плунжера вверх на величину его хода Sn вытесняется объем жидкости q1=Sп*(F-f), где F - площадь сечения плунжера (или цилиндра насоса); f - площадь сечения штанг.
При перемещении плунжера вниз на ту же величину Sп вытесняется дополнительный объем жидкости, равный q2= Sп *f
За полный ход плунжера подача насоса равна сумме подач за ход вверх и ход вниз: q= q1+ q2= Sп*(F-f)+ Sп *f = Sп*F
Если плунжер делает n ходов в минуту, то минутная подача будет равна (qn). Умножая на число минут в сутки, получим суточную подачу в объемных единицах
Qт= Sп*F*n*60*24=1440* Sп*F*n
Между плунжером и точкой подвеса штанг, т. е. головкой балансира, от которого плунжеру передается возвратно-поступательное движение, находится длинная колонна штанг, которую необходимо рассматривать как упругий стержень. Поэтому движение плунжера ни по амплитуде, ни по фазе не совпадает с движением точки подвеса. Другими словами, ход плунжера Sп не равен ходу точки подвеса S. Действительный ход плунжера не поддается прямому измерению. Ход точки подвеса поддается измерению и бывает известен из паспортной характеристики станка-качалки.
Поэтому в формулу (10.1) вместо Sп подставляют S, при этом получается так называемая теоретическая подача ШСН Qт= Sп*F*n*60*24=1440* Sп*F*n
Действительная подача Qд, замеренная на поверхности после сепарации и охлаждения нефти, как правило, меньше теоретической (за исключением насосных скважин с периодическими фонтанными проявлениями) в силу целого ряда причин. Отношение Qд к Qт называют коэффициентом подачи насоса, который учитывает все возможные факторы, отрицательно влияющие на подачу ШСН. .Таким образом, коэффициент подачи η= Qд / Qт . Для каждой конкретной скважины величина η служит в известной мере показателем правильности выбора оборудования и режима откачки установки. Нормальным считается, если η >0.6 – 0.65.
При перемещении плунжера вверх на величину его хода Sn вытесняется объем жидкости q1=Sп*(F-f), где F - площадь сечения плунжера (или цилиндра насоса); f - площадь сечения штанг.
При перемещении плунжера вниз на ту же величину Sп вытесняется дополнительный объем жидкости, равный q2= Sп *f
За полный ход плунжера подача насоса равна сумме подач за ход вверх и ход вниз: q= q1+ q2= Sп*(F-f)+ Sп *f = Sп*F
Если плунжер делает n ходов в минуту, то минутная подача будет равна (qn). Умножая на число минут в сутки, получим суточную подачу в объемных единицах
Qт= Sп*F*n*60*24=1440* Sп*F*n
Между плунжером и точкой подвеса штанг, т. е. головкой балансира, от которого плунжеру передается возвратно-поступательное движение, находится длинная колонна штанг, которую необходимо рассматривать как упругий стержень. Поэтому движение плунжера ни по амплитуде, ни по фазе не совпадает с движением точки подвеса. Другими словами, ход плунжера Sп не равен ходу точки подвеса S. Действительный ход плунжера не поддается прямому измерению. Ход точки подвеса поддается измерению и бывает известен из паспортной характеристики станка-качалки.
Поэтому в формулу (10.1) вместо Sп подставляют S, при этом получается так называемая теоретическая подача ШСН Qт= Sп*F*n*60*24=1440* Sп*F*n
Действительная подача Qд, замеренная на поверхности после сепарации и охлаждения нефти, как правило, меньше теоретической (за исключением насосных скважин с периодическими фонтанными проявлениями) в силу целого ряда причин. Отношение Qд к Qт называют коэффициентом подачи насоса, который учитывает все возможные факторы, отрицательно влияющие на подачу ШСН. .Таким образом, коэффициент подачи η= Qд / Qт . Для каждой конкретной скважины величина η служит в известной мере показателем правильности выбора оборудования и режима откачки установки. Нормальным считается, если η >0.6 – 0.65.
31. Экспл нефтяных скв. Фонтанная и Газлифтная экспл скв
31. Экспл нефтяных скв. Фонтанная и Газлифтная экспл скв
Фонтанная экспл скв: Фонтанный способ добычи нефти самый рентабельный при рациональной экспл с начала разработки залежи с поддержанием пластового Р закачкой воды иногда удается продлить фонтанный период работы скв на многие годы и добиться наиболее высоких коэффициентов отдачи пластов. Нефтепромысловая практика показывает что фонтанный способ эксплуатации самый простой и самый дешевый. Фонтанирование скв может произойти в том случае если Р на забое привышает гидростатическое Р жидкости, или газожидкостной смеси или газа в скв. практически фонтанирование только под действием гидростатического Р встречается редко, обычно по мере подъема жидкости в скв Р снижается и на некоторой величине достигнув значение равному Р насыщения. При этом из жидкости начинает выделяться газ который способствуют дальнейшего его подьема на поверхность , т.о. большинство фонтан скв экспл за счет энергии расширения газа и гидростатического напора жидкости одновременно. В таких скв обычно устанавливается Ру<Рнас<Рзаб.При этом условии в нижней части колонны движется одна фаза жидкость, на глубине где Р равно Рнас. Начинается выделение газа из нефти и в верхней части колонны движ-ся 2-х фазный поток (жидкость –газ). Эффективность фонтанной эксплуатации характериз-ся газовым фактором (отношением полученного из месторождения газа приведенного к атм Р и 20 С, к количеству добытой за это же время при тех же Р и t). Чем меньше газа расход-ся на подьем 1 тонны нефти тем рациональней считается экспл скв следовательно для фонтанной скв оптимальным следует считать такой режим экспл при котором газовый фактор наименьший. В процессе разбуривания нефтяных залежей происходит обводненность добываемой продукции т.к. плотность воды больше плотности нефти это приводит к увеличению плотности газожидкостной смеси, что в свою очередь отраж-ся на потребляемых расходах газа для подъема смеси, условиях прекращения фонтанирования, величинах забойных Р, производительности газожидкостных подьемников. Газлифтная экспл скв:При этом способе подьем жидкости на дневную поверхность происходящую за счет пластовой энергии и энергии сжатого газа подаваемого в скв с поверхности. Газ «пробулькивает» через нефть и делает её легче, она поднимается по внутренней трубе вверх и на дневную поверхность. В начале для этого использ-ся сжатый газ но он давал взрывоопасную смесь и окислял нефть вызывая осмоление.
С 1914 г используют нефтяной газ поэтому газлифтная скв это по существу таже фонтанная в которой недостающей для необходимости разгозирования жидкости газ подводят с поверхности по определенному каналу. Из этого следует что для экспл газлифтной скв необходимо 2 канала:
1Для подачи сжатого газа из вне.
2Для подьема газожидкостной смеси.
Эти 2 канала в промысловых условиях создаются спуском в экспл колонну одного ряда НКТ. При этом по затрубному пространству подается газ а внутри колонны НКТ поднимается газожидкостная смесь. Колонна НКТ или по другому лифт, может состоять из труб как одного и нескольких диаметров. В последнем случае лифт наз-ся однорядным ступенчатым или комбинированным. Канал по которому подаётся сжатый газ наз-ся рабочим, канал по которому поднимается газожидкостная смесь наз-ся подъемным.
Газлифтный способ добычи нефти явл-ся одним из видов механизированного способа. При этом скв. по рабочему каналу с целью подьема жидкости с забоя подается сжатый на поверхности газ или газ из газовых пластов высокого Р не нуждающийся в дополнительном сжатии. До пуска скв в работу жидкость в обсадной колонне НКТ находится на одном уровне. По мере нагнетания рабочего агента кольцевое пространство между экспл колонной и подъемными трубами уровень в подъемных трубах повышается а в кольцевом пространстве понижается до тех пор пока не достигнет нижнего кольца подъемных труб. Р закачиваемо рабочего агента в этом случае достигнет максимального. Вытеснив из кольцевого пространства жидкость, рабочий агент начинает поступать в подъемные трубы и перемещаться с ней. Образуя смесь меньшей плотности. Засчет увеличения подачи рабочего агента в экспл колонну уровень жидкости в подъемных трубах будет повышаться достигая устья скв. после чего произойдет её выброс. При этом Р у башмака НКТ резко упадет, будет ниже пластового и нефть из пласта начнет поступать в скв. Высота подъема жидкости зависит от количества нагнетания рабочего агента, глубины погружения подъемных труб, их диаметра а так же вязкости жидкости.
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.
Фонтанная экспл скв: Фонтанный способ добычи нефти самый рентабельный при рациональной экспл с начала разработки залежи с поддержанием пластового Р закачкой воды иногда удается продлить фонтанный период работы скв на многие годы и добиться наиболее высоких коэффициентов отдачи пластов. Нефтепромысловая практика показывает что фонтанный способ эксплуатации самый простой и самый дешевый. Фонтанирование скв может произойти в том случае если Р на забое привышает гидростатическое Р жидкости, или газожидкостной смеси или газа в скв. практически фонтанирование только под действием гидростатического Р встречается редко, обычно по мере подъема жидкости в скв Р снижается и на некоторой величине достигнув значение равному Р насыщения. При этом из жидкости начинает выделяться газ который способствуют дальнейшего его подьема на поверхность , т.о. большинство фонтан скв экспл за счет энергии расширения газа и гидростатического напора жидкости одновременно. В таких скв обычно устанавливается Ру<Рнас<Рзаб.При этом условии в нижней части колонны движется одна фаза жидкость, на глубине где Р равно Рнас. Начинается выделение газа из нефти и в верхней части колонны движ-ся 2-х фазный поток (жидкость –газ). Эффективность фонтанной эксплуатации характериз-ся газовым фактором (отношением полученного из месторождения газа приведенного к атм Р и 20 С, к количеству добытой за это же время при тех же Р и t). Чем меньше газа расход-ся на подьем 1 тонны нефти тем рациональней считается экспл скв следовательно для фонтанной скв оптимальным следует считать такой режим экспл при котором газовый фактор наименьший. В процессе разбуривания нефтяных залежей происходит обводненность добываемой продукции т.к. плотность воды больше плотности нефти это приводит к увеличению плотности газожидкостной смеси, что в свою очередь отраж-ся на потребляемых расходах газа для подъема смеси, условиях прекращения фонтанирования, величинах забойных Р, производительности газожидкостных подьемников. Газлифтная экспл скв:При этом способе подьем жидкости на дневную поверхность происходящую за счет пластовой энергии и энергии сжатого газа подаваемого в скв с поверхности. Газ «пробулькивает» через нефть и делает её легче, она поднимается по внутренней трубе вверх и на дневную поверхность. В начале для этого использ-ся сжатый газ но он давал взрывоопасную смесь и окислял нефть вызывая осмоление.
С 1914 г используют нефтяной газ поэтому газлифтная скв это по существу таже фонтанная в которой недостающей для необходимости разгозирования жидкости газ подводят с поверхности по определенному каналу. Из этого следует что для экспл газлифтной скв необходимо 2 канала:
1Для подачи сжатого газа из вне.
2Для подьема газожидкостной смеси.
Эти 2 канала в промысловых условиях создаются спуском в экспл колонну одного ряда НКТ. При этом по затрубному пространству подается газ а внутри колонны НКТ поднимается газожидкостная смесь. Колонна НКТ или по другому лифт, может состоять из труб как одного и нескольких диаметров. В последнем случае лифт наз-ся однорядным ступенчатым или комбинированным. Канал по которому подаётся сжатый газ наз-ся рабочим, канал по которому поднимается газожидкостная смесь наз-ся подъемным.
Газлифтный способ добычи нефти явл-ся одним из видов механизированного способа. При этом скв. по рабочему каналу с целью подьема жидкости с забоя подается сжатый на поверхности газ или газ из газовых пластов высокого Р не нуждающийся в дополнительном сжатии. До пуска скв в работу жидкость в обсадной колонне НКТ находится на одном уровне. По мере нагнетания рабочего агента кольцевое пространство между экспл колонной и подъемными трубами уровень в подъемных трубах повышается а в кольцевом пространстве понижается до тех пор пока не достигнет нижнего кольца подъемных труб. Р закачиваемо рабочего агента в этом случае достигнет максимального. Вытеснив из кольцевого пространства жидкость, рабочий агент начинает поступать в подъемные трубы и перемещаться с ней. Образуя смесь меньшей плотности. Засчет увеличения подачи рабочего агента в экспл колонну уровень жидкости в подъемных трубах будет повышаться достигая устья скв. после чего произойдет её выброс. При этом Р у башмака НКТ резко упадет, будет ниже пластового и нефть из пласта начнет поступать в скв. Высота подъема жидкости зависит от количества нагнетания рабочего агента, глубины погружения подъемных труб, их диаметра а так же вязкости жидкости.
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.
30. Методы исследования Н и Г скважин. Гидродинамические методы исследования скв на стационарных режимах фильтрации.
30. Методы исследования Н и Г скважин. Гидродинамические методы исследования скв на стационарных режимах фильтрации.
Методы исследования скважин.Задача -получение исходных данных для подсчета запасов газа, проектирования опытной эксплуатации, разработки, обустройства промысла, установления технологического, гидродинамического и термодинамического режима работы скважин и наземных сооружений, оценки эффективности работ по интенсификации и контролю за разработкой и эксплуатацией путем установления продуктивной характеристики скважин и параметров пласта.
Газогидродинамические методы исследования скважин делятся на исследования при установившихся (стационарных) и неустановившихся (нестационарных) режимах фильтрации. К первым относят снятие индикаторной кривой, отражающей зависимость между забойным давлением и дебитом при работе скважины на различных установившихся режимах. Ко вторым относится снятие кривой восстановления давления (КВД) после остановки, снятие кривых стабилизации давления (КСД) и дебита при пуске скважины в работу на определённом режиме (с определённым диаметром шайбы, штуцера, диафрагмы).
Виды исследований по назначению. По своему назначению исследования газовых скважин делятся на первичные, текущие, комплексные и специальные:
1. Первичные исследования проводятся на всех разведочных и добывающих.
2. Текущие исследования проводятся на добывающих скважинах в процессе разработки месторождения.
3. Специальные исследования проводятся для определения отдельных параметров, обусловленных специфическими условиями данного месторождения.
4. Комплексные исследования основаны на гидродинамических, геофизических, термодинамических и радиоактивных методах исследования с одновременной автоматизацией всех показаний и в том числе определений физико-химических характеристик газа, воды, агрессивных примесей и конденсата, при различных давлениях и температурах в промысловых условиях.
Гидродинамические методы исследования скв на стационарных режимах фильтрации. Этот вид исслед наз исслед на приток (приемистость) и проводится методом установившихся отборов. Установившийся отбор характеризуется стац ражимом работы скв ,т.е. постоянством во времени заб Р и Ру и Q.
Сущность метода заключается в установлении режима работы скв и ожидании его стационарности. После стабилизации во времени режима работы скв инструментально измеряют заб Р, Qн, Qв, Qг. Все измерения величины регистрируют. Затем режим работы скв изменяется и ожидают нового стац режима работы системы.
Изменение режима работы зависит от способа экспл: на фонтанной скв изменяют диаметр штуцера на выкидном манифольде; на газлифтной скв изменяют режим закачки рабочего агента – Р и расход; на скв, оборудованной установкой скв-го штангового насоса, изменяют длину хода и число качаний, т.е. для каждого способа экспл имеется собственная возможность изменения режима.
Обычно в реальных условиях стационарные режимы работы скв могут существоать только теоретически. Фактически наибольшее влияние на работу исследуемой скв оказывают ближайшие скв, поэтому недопускается изменение режима работы соседних скв за несколько часов или суток до начала исследований выбранной скв.
Т.о. при проведении этих исслед могут быть определены характеристики только ПЗС и процессов, протекающих в ней.
Методы исследования скважин.Задача -получение исходных данных для подсчета запасов газа, проектирования опытной эксплуатации, разработки, обустройства промысла, установления технологического, гидродинамического и термодинамического режима работы скважин и наземных сооружений, оценки эффективности работ по интенсификации и контролю за разработкой и эксплуатацией путем установления продуктивной характеристики скважин и параметров пласта.
Газогидродинамические методы исследования скважин делятся на исследования при установившихся (стационарных) и неустановившихся (нестационарных) режимах фильтрации. К первым относят снятие индикаторной кривой, отражающей зависимость между забойным давлением и дебитом при работе скважины на различных установившихся режимах. Ко вторым относится снятие кривой восстановления давления (КВД) после остановки, снятие кривых стабилизации давления (КСД) и дебита при пуске скважины в работу на определённом режиме (с определённым диаметром шайбы, штуцера, диафрагмы).
Виды исследований по назначению. По своему назначению исследования газовых скважин делятся на первичные, текущие, комплексные и специальные:
1. Первичные исследования проводятся на всех разведочных и добывающих.
2. Текущие исследования проводятся на добывающих скважинах в процессе разработки месторождения.
3. Специальные исследования проводятся для определения отдельных параметров, обусловленных специфическими условиями данного месторождения.
4. Комплексные исследования основаны на гидродинамических, геофизических, термодинамических и радиоактивных методах исследования с одновременной автоматизацией всех показаний и в том числе определений физико-химических характеристик газа, воды, агрессивных примесей и конденсата, при различных давлениях и температурах в промысловых условиях.
Гидродинамические методы исследования скв на стационарных режимах фильтрации. Этот вид исслед наз исслед на приток (приемистость) и проводится методом установившихся отборов. Установившийся отбор характеризуется стац ражимом работы скв ,т.е. постоянством во времени заб Р и Ру и Q.
Сущность метода заключается в установлении режима работы скв и ожидании его стационарности. После стабилизации во времени режима работы скв инструментально измеряют заб Р, Qн, Qв, Qг. Все измерения величины регистрируют. Затем режим работы скв изменяется и ожидают нового стац режима работы системы.
Изменение режима работы зависит от способа экспл: на фонтанной скв изменяют диаметр штуцера на выкидном манифольде; на газлифтной скв изменяют режим закачки рабочего агента – Р и расход; на скв, оборудованной установкой скв-го штангового насоса, изменяют длину хода и число качаний, т.е. для каждого способа экспл имеется собственная возможность изменения режима.
Обычно в реальных условиях стационарные режимы работы скв могут существоать только теоретически. Фактически наибольшее влияние на работу исследуемой скв оказывают ближайшие скв, поэтому недопускается изменение режима работы соседних скв за несколько часов или суток до начала исследований выбранной скв.
Т.о. при проведении этих исслед могут быть определены характеристики только ПЗС и процессов, протекающих в ней.
29. История развития глубиннонасосного способа экспл скв.
29. История развития глубиннонасосного способа экспл скв.
Глубиннонасосный способ имеет большое значение при экспл глубоких залежей. Он в простейшем виде применялся ещё в старину это было так называемое тартание.
Из колодца нефть вытаскивали желонкой, ведром размером до 6 мм с клапаном открывающимся внутрь сначало процесс вели в ручную затем при помощи конной тяги и поровой машины. В 1856 г инженер И,И Иваницкий предложил применять глубинный насос. В 1890 г В.Г. Шухов разработал более современную конструкции, которая лежит в основе современных насосов, наибольшее распространение получили поршневые насосы с приводом от станка качалки, установленной на дневной поверхности устья скв. глубинный насос спускается в скв на колонне НКТ.
Глубиннонасосный способ имеет большое значение при экспл глубоких залежей. Он в простейшем виде применялся ещё в старину это было так называемое тартание.
Из колодца нефть вытаскивали желонкой, ведром размером до 6 мм с клапаном открывающимся внутрь сначало процесс вели в ручную затем при помощи конной тяги и поровой машины. В 1856 г инженер И,И Иваницкий предложил применять глубинный насос. В 1890 г В.Г. Шухов разработал более современную конструкции, которая лежит в основе современных насосов, наибольшее распространение получили поршневые насосы с приводом от станка качалки, установленной на дневной поверхности устья скв. глубинный насос спускается в скв на колонне НКТ.
28. оптимальный режим экспл газлифтной скв. технологическая схема движения применяемого нефтяного газа при компрессорной эксплуатации.
28. оптимальный режим экспл газлифтной скв. технологическая схема движения применяемого нефтяного газа при компрессорной эксплуатации.
Оптимальным режимом экспл газлифтных скв называют такой режим при котором добывается наибоьшее количество жидкости при наименьшем расходе рабочего агента. При компрессорной экспл когда в качестве раб агента применяется нефтяной газ, движение его проходит по замкнутому циклу:
Компрессорная станция – газораспределительная батарея – скв – сборная сепарационная установка – газоотбензинивающая установка – компрессорная станция. На газоотбензинивающей установке газ освобождается от тяжелых у/в (газового бензина) и осуществляющий поступление на прием компрессора. Избыток газа отводится из системы и используется как топливо.
Оптимальным режимом экспл газлифтных скв называют такой режим при котором добывается наибоьшее количество жидкости при наименьшем расходе рабочего агента. При компрессорной экспл когда в качестве раб агента применяется нефтяной газ, движение его проходит по замкнутому циклу:
Компрессорная станция – газораспределительная батарея – скв – сборная сепарационная установка – газоотбензинивающая установка – компрессорная станция. На газоотбензинивающей установке газ освобождается от тяжелых у/в (газового бензина) и осуществляющий поступление на прием компрессора. Избыток газа отводится из системы и используется как топливо.
27. гидромеханические и импульсно-ударные методы обработки пласта и воздействия на ПЗП.
27. гидромеханические и импульсно-ударные методы обработки пласта и воздействия на ПЗП.
Обработка ПЗП методом виброударных колебаний:
В основе вибрационного возд-я на ПЗП лежит создание на забое скв с помощью вибратора, волновых возмущений среды в виде частых гидравл импульсов или больших перепадов Р различной частоы и амплитуды. Виброударные колебания воздейств как одновременно как на физ-хим свойства коллектора так и на поверхность, капиллярные характеристики жидкости и пластовой системы. При больших перпадах Р образ-ся отражающие волны интерференция которых фомирует мощные гидравл удары способствующие образованию новых и расширение старых трещин и очистки ПЗП что в конечном итоге приводит к повышению проводимости пластовой системы, при этом так же сниж-ся вязкость жидкости и поверхностное натяжение. Обработка проводится гидравлическим забойным вибратором золотникового типа с его помощью можно девести частоту гидравл ударов до 30 тыс. ударов/мин.
Обработка ПЗП высоконапорными вращ-ся струями:
Основана на использовании энергии высоконапорных вращ-ся струй, реализуемой с помощью гидроманитора.
Воздействие на ПЗП созданием многократных импульсов в направления перепада Р (МИНПД):
Сущность метода в следующем в кровле прод пласта создают зону разрушающую призабойную часть от действия горного Р, эта зона может быть образована созданием в кровле прод пласта искусственные каверны с помощью гидропескоструйной перфорации. После разгрузки горного Р создается максимальная депрессия а затем по истечению некоторого времени скв перекрывают для восстановления Р в ПЗП. При восстановлении Р до некоторой величины в ПЗП вновь создается депрессия и так несколько раз в результате создания МИНПД, твердые частицы и жидкие вытесняются к забою скв. для этого способа воздействия на ПЗП применяют испытание пластов гидравл типа или гидрореле клапана с циркуляционной муфтой или дисков с проточной по диаметру.
Разрыв пласта Р пароховых газов:
Для этого применяют пороховой генератор Р (ПГД)
Гидравлический разрыв пласта (ГРП):
При этом использ-ся спец жидкости, которые под большим Р закачиваются в скв. Технологическая схема ГРП следующая:
1. Образование трещин с помощью жидкости разрыва;
2. Крепление трещин песком с помощью жидкости песконосителя.
3. Продавочная жидкость.
Обработка ПЗП методом виброударных колебаний:
В основе вибрационного возд-я на ПЗП лежит создание на забое скв с помощью вибратора, волновых возмущений среды в виде частых гидравл импульсов или больших перепадов Р различной частоы и амплитуды. Виброударные колебания воздейств как одновременно как на физ-хим свойства коллектора так и на поверхность, капиллярные характеристики жидкости и пластовой системы. При больших перпадах Р образ-ся отражающие волны интерференция которых фомирует мощные гидравл удары способствующие образованию новых и расширение старых трещин и очистки ПЗП что в конечном итоге приводит к повышению проводимости пластовой системы, при этом так же сниж-ся вязкость жидкости и поверхностное натяжение. Обработка проводится гидравлическим забойным вибратором золотникового типа с его помощью можно девести частоту гидравл ударов до 30 тыс. ударов/мин.
Обработка ПЗП высоконапорными вращ-ся струями:
Основана на использовании энергии высоконапорных вращ-ся струй, реализуемой с помощью гидроманитора.
Воздействие на ПЗП созданием многократных импульсов в направления перепада Р (МИНПД):
Сущность метода в следующем в кровле прод пласта создают зону разрушающую призабойную часть от действия горного Р, эта зона может быть образована созданием в кровле прод пласта искусственные каверны с помощью гидропескоструйной перфорации. После разгрузки горного Р создается максимальная депрессия а затем по истечению некоторого времени скв перекрывают для восстановления Р в ПЗП. При восстановлении Р до некоторой величины в ПЗП вновь создается депрессия и так несколько раз в результате создания МИНПД, твердые частицы и жидкие вытесняются к забою скв. для этого способа воздействия на ПЗП применяют испытание пластов гидравл типа или гидрореле клапана с циркуляционной муфтой или дисков с проточной по диаметру.
Разрыв пласта Р пароховых газов:
Для этого применяют пороховой генератор Р (ПГД)
Гидравлический разрыв пласта (ГРП):
При этом использ-ся спец жидкости, которые под большим Р закачиваются в скв. Технологическая схема ГРП следующая:
1. Образование трещин с помощью жидкости разрыва;
2. Крепление трещин песком с помощью жидкости песконосителя.
3. Продавочная жидкость.
26. Периодическая экспл малодебитных скв.
26. Периодическая экспл малодебитных скв.
Малодебитные скв часто не имеет смысла экспл круглосуточно, т.к. при этом требуются большие затраты энергии связанные с подьемом жидкости на дневную поверхность. В этом случае примен-ся периодическая экспл газлифтных скв. она имеет ряд преимуществ по сравнению с непрерывной. Т.к. сокращ-ся энергетические затраты, уменьшается износ оборудования. Наиболее полно использ-ся установленные мощности, для подьема жидкости, увел-ся межремонтный период, снижается себестоимость. Тем не менее в ряде случаев приходится малодебитные скв экспл-ть непрерывно. Например скв из которых вместе с жидкостью извлек-ся польшое количество песка. Остановка таких скв нередко приводит к образованию песчаной пробки. Периодическая остановка некоторых обводненных скв может привести к сокращению суммарного дебита по нефти. Для установленного режима работы необходимо провести исследование скв т.е. изучить изменение забойного Р и притока жидкости во времени при периодической экспл.
Малодебитные скв часто не имеет смысла экспл круглосуточно, т.к. при этом требуются большие затраты энергии связанные с подьемом жидкости на дневную поверхность. В этом случае примен-ся периодическая экспл газлифтных скв. она имеет ряд преимуществ по сравнению с непрерывной. Т.к. сокращ-ся энергетические затраты, уменьшается износ оборудования. Наиболее полно использ-ся установленные мощности, для подьема жидкости, увел-ся межремонтный период, снижается себестоимость. Тем не менее в ряде случаев приходится малодебитные скв экспл-ть непрерывно. Например скв из которых вместе с жидкостью извлек-ся польшое количество песка. Остановка таких скв нередко приводит к образованию песчаной пробки. Периодическая остановка некоторых обводненных скв может привести к сокращению суммарного дебита по нефти. Для установленного режима работы необходимо провести исследование скв т.е. изучить изменение забойного Р и притока жидкости во времени при периодической экспл.
25. Пропускная способность перфорационных каналов.
25. Пропускная способность перфорационных каналов.
По результатам исследования в скважине на лаборатории и экспериментальных установках а так же на основании анализа промысловых данных можно выявить характер влияния различных факторов на эффективность вскрытия плста и дать рекомендации по ее повышению. Состояние перф. каналов и породы вокруг них оказывает существенное влияние на пропускную способность перф. каналов. Канал пробитый в породе кумулятивной струёй в условиях скв. может быть заполнен разрушенной породой и цементным камнем или остаться чистым. Порода вркруг канала может быть уплотнена или в ней могут образовываться трещины, поры пласта могут быть закупорены твердыми частицами и загрязнены фильтратом пром. жидкости в большей или меньшей степени. В процессе образования канала в цементе или г\п вследствие радиального раздвигания и уплотнения среды проникающей кумулятивной струёй происходит разрушение цемента и г\п, которая тем больше чем меньше прочность породы на сжатие. После прекращения действия струи начинается обратное движение породы за счет энергии накопленной при е сжатии. В случае высокой пластовой породы и большого горного давления может произойти некоторое сужение канала без существенного заполнения его частицами породы. В хрупких породах происходит увеличение диаметра канала за счет большой зоны разрушения, но сам канал оказывается заполненным рыхлой массой раздробленной породы, которая в зависимости от направления и величины, устанавливается потоком через канал может быть либо уплотнена в нем, либо вынесена из его.
Пропуская способность канала зависит и от конструкции перфоратора. Беспестовые заряды с кумулятивной облицовкой из цинка, свинца или сплавов на их основе дают чистые глубокие каналы однако понижена пропускная способность. В связи с этим производители перфораторов стали использовать оболочки зарядов из стали. Стальная оболочка при детонации зарядов разрушается в основном на крупные куски а мелкие осколки попадающие в перф. канал легко из него вымываются.
По результатам исследования в скважине на лаборатории и экспериментальных установках а так же на основании анализа промысловых данных можно выявить характер влияния различных факторов на эффективность вскрытия плста и дать рекомендации по ее повышению. Состояние перф. каналов и породы вокруг них оказывает существенное влияние на пропускную способность перф. каналов. Канал пробитый в породе кумулятивной струёй в условиях скв. может быть заполнен разрушенной породой и цементным камнем или остаться чистым. Порода вркруг канала может быть уплотнена или в ней могут образовываться трещины, поры пласта могут быть закупорены твердыми частицами и загрязнены фильтратом пром. жидкости в большей или меньшей степени. В процессе образования канала в цементе или г\п вследствие радиального раздвигания и уплотнения среды проникающей кумулятивной струёй происходит разрушение цемента и г\п, которая тем больше чем меньше прочность породы на сжатие. После прекращения действия струи начинается обратное движение породы за счет энергии накопленной при е сжатии. В случае высокой пластовой породы и большого горного давления может произойти некоторое сужение канала без существенного заполнения его частицами породы. В хрупких породах происходит увеличение диаметра канала за счет большой зоны разрушения, но сам канал оказывается заполненным рыхлой массой раздробленной породы, которая в зависимости от направления и величины, устанавливается потоком через канал может быть либо уплотнена в нем, либо вынесена из его.
Пропуская способность канала зависит и от конструкции перфоратора. Беспестовые заряды с кумулятивной облицовкой из цинка, свинца или сплавов на их основе дают чистые глубокие каналы однако понижена пропускная способность. В связи с этим производители перфораторов стали использовать оболочки зарядов из стали. Стальная оболочка при детонации зарядов разрушается в основном на крупные куски а мелкие осколки попадающие в перф. канал легко из него вымываются.
24. Теплофизические методы обработки ПЗП.
24. Теплофизические методы обработки ПЗП.
Термокислотная обработка(ТКО)
Это комбинированный процесс в 1 фазе которого осущ-ся тепловая (термохимическая) обработка забоя скв а во 2 фазе без перерыва во времени обычная кислотная обработка пласта. Нагретая кислота расплавляет отложения АСПо на забое и облегчает доступ к породе кисл раствора. При проведении ТКО для нагрева раствора соляной кислоты использ-ся тепло выдел в результате экзотермич реакции происходящей на забое скв между солян кислотой и помещенной в спец забойный реакционный наконечник магния аллюиния.
Электротепловая обработка
При этой обработке ПЗП прогревают глубинный электропрогрев спуск. в скв на кабель тросе или глубинный межтрубный электронагреватель. Спускаемый в скв на НКТ. Для спуска электронаг в скв его подьема и прогрева ПЗП применяют самоходные установки для электропрогрева скв глубиной до 1200 м СУЭПС – 1200 и глубиной до 1500 м УЭС-1500-2А.
Обработка ПЗП жидкими и газообразными теплоносителями.
В данном случае производится закачка в скв подогретой жид (нефти, н-продуктов, воды или пара и нагретых газов).
Обработка ПЗП методом термогазохимическим воздействием:
Су-ть его закл-ся в том что в скв спускают прибор (АДС)-аккумулятивного давления для скв содерж-й медленно сгорающий порох спец-го состава. В продуктах реакции сгорания содер-ся углек газ и соляная кислота которые возд на ПЗП. Углекислый газ способствует уменьшению вязкости нефти, увеличение её объема и подвижности. Под влиянием динамич нагрузки в породе созд-ся дополнит трещины. Выполняют аккумулятивные Р следующих размеров АДС-4, АДС-5, АДС-6, АДС-7. Они дают возможность применять для обраб скв пороховые заряды массой 100-500 кг и более. Их применяют с кислот обраб или закачкой водных раствров ПАВ.
Кроме АДС внедрены в практику химического прогрева пластов ППХ-2. Который явл-ся забойным источником тепла автономного действия. Действие прогревателя основаго на выделении тепла в результате хим реакции. ППХ спускают в скв на кабель тросе и приводят в дествие дистанционно от узла воспламен заряда с помощью электр импульса подаваемого через кабель-трос с устья скв.
Термокислотная обработка(ТКО)
Это комбинированный процесс в 1 фазе которого осущ-ся тепловая (термохимическая) обработка забоя скв а во 2 фазе без перерыва во времени обычная кислотная обработка пласта. Нагретая кислота расплавляет отложения АСПо на забое и облегчает доступ к породе кисл раствора. При проведении ТКО для нагрева раствора соляной кислоты использ-ся тепло выдел в результате экзотермич реакции происходящей на забое скв между солян кислотой и помещенной в спец забойный реакционный наконечник магния аллюиния.
Электротепловая обработка
При этой обработке ПЗП прогревают глубинный электропрогрев спуск. в скв на кабель тросе или глубинный межтрубный электронагреватель. Спускаемый в скв на НКТ. Для спуска электронаг в скв его подьема и прогрева ПЗП применяют самоходные установки для электропрогрева скв глубиной до 1200 м СУЭПС – 1200 и глубиной до 1500 м УЭС-1500-2А.
Обработка ПЗП жидкими и газообразными теплоносителями.
В данном случае производится закачка в скв подогретой жид (нефти, н-продуктов, воды или пара и нагретых газов).
Обработка ПЗП методом термогазохимическим воздействием:
Су-ть его закл-ся в том что в скв спускают прибор (АДС)-аккумулятивного давления для скв содерж-й медленно сгорающий порох спец-го состава. В продуктах реакции сгорания содер-ся углек газ и соляная кислота которые возд на ПЗП. Углекислый газ способствует уменьшению вязкости нефти, увеличение её объема и подвижности. Под влиянием динамич нагрузки в породе созд-ся дополнит трещины. Выполняют аккумулятивные Р следующих размеров АДС-4, АДС-5, АДС-6, АДС-7. Они дают возможность применять для обраб скв пороховые заряды массой 100-500 кг и более. Их применяют с кислот обраб или закачкой водных раствров ПАВ.
Кроме АДС внедрены в практику химического прогрева пластов ППХ-2. Который явл-ся забойным источником тепла автономного действия. Действие прогревателя основаго на выделении тепла в результате хим реакции. ППХ спускают в скв на кабель тросе и приводят в дествие дистанционно от узла воспламен заряда с помощью электр импульса подаваемого через кабель-трос с устья скв.
23. Компрессорный, безкомпрессорный и внутрискважинный газлифты. Подготовка природного газа.
23. Компрессорный, безкомпрессорный и внутрискважинный газлифты. Подготовка природного газа.
Рабочий агент до нужного Р сжимается в специальных машинах называемых компрессорами они бывают передвижными либо стационарными , устанавливаются на компрессорных станциях. От газокомпрессорной станции по магистральному газовоздухопроводу диаметром 114-125 мм. Сжатый до определенного Р газ распределяется по газовоздухораспределительным буткам (ГВРБ) в которых мантируют от 3-12 секций батарей. Описание системы газлифтной добычи нефти когда для сжатия газа используют специальные компрессорные станции обеспечивающие нужную подачу называют компрессорным газлифтом. В системы которые для газлифта используют природный газ из газовых или газоконденсатных месторождений называют без компрессорным газлифтом. При безкомпрессорным газлифте природный газ транспортируется до места расположения газлифтной скв и обычно проходит предварительная подготовка на специальных установках. Подготовка заключается в отделении от конденсата и влаги а иногда и в подогреве газа перед распределением его по скв. сущ-т система без компрессорного газлифта в котором источником сжатого газа служит газ смежных газоносных пластов залегающих выше или ниже нефтеносного пласта, такие системы называются внутрискважинным газлифтом. В этом случае оба пласта нефтяной и газовый вскрываются общим фильтром . газовый горизонт изолируют отнефтеносного одним или 2 пакерами сверху и снизу и газ вводится в трубы через штуцерное устройство дозирующее количество газа поступающего в НКТ.
Рабочий агент до нужного Р сжимается в специальных машинах называемых компрессорами они бывают передвижными либо стационарными , устанавливаются на компрессорных станциях. От газокомпрессорной станции по магистральному газовоздухопроводу диаметром 114-125 мм. Сжатый до определенного Р газ распределяется по газовоздухораспределительным буткам (ГВРБ) в которых мантируют от 3-12 секций батарей. Описание системы газлифтной добычи нефти когда для сжатия газа используют специальные компрессорные станции обеспечивающие нужную подачу называют компрессорным газлифтом. В системы которые для газлифта используют природный газ из газовых или газоконденсатных месторождений называют без компрессорным газлифтом. При безкомпрессорным газлифте природный газ транспортируется до места расположения газлифтной скв и обычно проходит предварительная подготовка на специальных установках. Подготовка заключается в отделении от конденсата и влаги а иногда и в подогреве газа перед распределением его по скв. сущ-т система без компрессорного газлифта в котором источником сжатого газа служит газ смежных газоносных пластов залегающих выше или ниже нефтеносного пласта, такие системы называются внутрискважинным газлифтом. В этом случае оба пласта нефтяной и газовый вскрываются общим фильтром . газовый горизонт изолируют отнефтеносного одним или 2 пакерами сверху и снизу и газ вводится в трубы через штуцерное устройство дозирующее количество газа поступающего в НКТ.
22. система сбора и промысловой подготовки нефти, газа и воды.
22. система сбора и промысловой подготовки нефти, газа и воды.
Сбор добываемой нефти это процесс транспортирования по трубопроводу Н,В,Г. От скв до центрального пункта сбора (ЦПС). Сбор должен сопровождаться точным замером продукции по каждой скв с целью проектирования экспл скв, контроля и регулирования разработки мес-я. Получение товарной продукции наз-т подготовкой добываемой нефти. Она включает технологические процессы сепарации, стабилизации, обезвоживания и обессоливания нефти. Очистку сточных вод от эмульгированной нефти и мех примесей а так же осушку и очистку нефтяного газа. Первичная подготовка добытой нефти на промысле вызвана необходимостью уменьшить транспортировочные расходы, предотвратить образование стойкх эмульсий, недопустить гидратообразование, уменьшить коррозионное разрушение внутри магистрального и заводского оборудования и трубопроводах при транспорте Н,Г,В.
Современная система Н,Г сбора и подготовки это сложный комплекс трубопроводов, блочного, автоматизированного оборудования и аппаратов, техники связанных между собой. Она должна обеспечить:
Предотвратить потери Н,Г и фракций от испарения на всем пути движения.
Отсутствие загрязнений окр среды вызываемого разливом Н и В.
Надежность функционирования каждого звена и системы в целом.
Высокие ТЭП работы.
Отбор более лутучих у/в и обеспечение требуемого Р насыщенных паров осущ-т горячей сепарацией и созданием вакуума на конечной ступени сепарации для этого используют концевые сепараторы. Среди сепараторов применяемых на нефтяных промыслах выделяют по назначению замерно-сепарированные и сепарированные.
По геометрической форме и положению в пространстве – цилиндрические, сферические, вертикальные, горизонтальные . наклонные. По характеру проявления основных сил разделения фаз – гравитационные центробежные или гидроциклонные и инерционные. По рабочему Р- высокого 6,4-2,5 МПа, среднего 2,5-0,6 МПа, низкого 0,6-0,1 МПа, и вакуумные. По числу обслуживания скв- индивидуальные и групповые. По количеству разделения фаз - 2-х фазные или нефтяные, и 3-х фазные газоводонефтяные.
Пропускная способность трубопровода может снижаться в следствии засорения трубопроводными механизированными частицами при недостаточной скорости потока, выпадение и отложение парафина, солей а так же образование окалины при коррозии трубопроводов особенно при транспортировке пластовых вод. для предотвращения отложений парафина применяют разные методы:добовление ПАВ, пропарка запарафиненных труб, очистка резиновыми шарами проталкиваемого по трубам, теплоизоляция. Для борьбы с отложением солей используют хим реагенты и пресную воду. С целью предохранения трубопровода от внутренней коррозии применяют в основном ингибиторы коррозии.
Нефтяные резервуары: предназначены для накопления, кратковременного хранения и учета сырой и товарной нефти. Группу резервуаров сосредоточенных в одном месте наз-т резервуарным парком. Общий объем товарного резервуарного парка применяют = 2-х суточному Q скв. на промыслах используют в основном стальные цилиндрические резервуары, вместимостью от 100-20000м3 , и реже железобетонные вместимостью до 100 тыс. м3
Сбор добываемой нефти это процесс транспортирования по трубопроводу Н,В,Г. От скв до центрального пункта сбора (ЦПС). Сбор должен сопровождаться точным замером продукции по каждой скв с целью проектирования экспл скв, контроля и регулирования разработки мес-я. Получение товарной продукции наз-т подготовкой добываемой нефти. Она включает технологические процессы сепарации, стабилизации, обезвоживания и обессоливания нефти. Очистку сточных вод от эмульгированной нефти и мех примесей а так же осушку и очистку нефтяного газа. Первичная подготовка добытой нефти на промысле вызвана необходимостью уменьшить транспортировочные расходы, предотвратить образование стойкх эмульсий, недопустить гидратообразование, уменьшить коррозионное разрушение внутри магистрального и заводского оборудования и трубопроводах при транспорте Н,Г,В.
Современная система Н,Г сбора и подготовки это сложный комплекс трубопроводов, блочного, автоматизированного оборудования и аппаратов, техники связанных между собой. Она должна обеспечить:
Предотвратить потери Н,Г и фракций от испарения на всем пути движения.
Отсутствие загрязнений окр среды вызываемого разливом Н и В.
Надежность функционирования каждого звена и системы в целом.
Высокие ТЭП работы.
Отбор более лутучих у/в и обеспечение требуемого Р насыщенных паров осущ-т горячей сепарацией и созданием вакуума на конечной ступени сепарации для этого используют концевые сепараторы. Среди сепараторов применяемых на нефтяных промыслах выделяют по назначению замерно-сепарированные и сепарированные.
По геометрической форме и положению в пространстве – цилиндрические, сферические, вертикальные, горизонтальные . наклонные. По характеру проявления основных сил разделения фаз – гравитационные центробежные или гидроциклонные и инерционные. По рабочему Р- высокого 6,4-2,5 МПа, среднего 2,5-0,6 МПа, низкого 0,6-0,1 МПа, и вакуумные. По числу обслуживания скв- индивидуальные и групповые. По количеству разделения фаз - 2-х фазные или нефтяные, и 3-х фазные газоводонефтяные.
Пропускная способность трубопровода может снижаться в следствии засорения трубопроводными механизированными частицами при недостаточной скорости потока, выпадение и отложение парафина, солей а так же образование окалины при коррозии трубопроводов особенно при транспортировке пластовых вод. для предотвращения отложений парафина применяют разные методы:добовление ПАВ, пропарка запарафиненных труб, очистка резиновыми шарами проталкиваемого по трубам, теплоизоляция. Для борьбы с отложением солей используют хим реагенты и пресную воду. С целью предохранения трубопровода от внутренней коррозии применяют в основном ингибиторы коррозии.
Нефтяные резервуары: предназначены для накопления, кратковременного хранения и учета сырой и товарной нефти. Группу резервуаров сосредоточенных в одном месте наз-т резервуарным парком. Общий объем товарного резервуарного парка применяют = 2-х суточному Q скв. на промыслах используют в основном стальные цилиндрические резервуары, вместимостью от 100-20000м3 , и реже железобетонные вместимостью до 100 тыс. м3
21. Физико-химические методы обработки пласта.
21. Физико-химические методы обработки пласта.
Соляно-кислотная обработка:
(при высоких устьевых давлений, без применения пакера, путем заполнения затрубного пространства тяжелым глинистым раствором; Для высоких устьевых Р с применением пакера; поинтервальное направление с применением гидроперфоратора; глубокое СКО с применением высоковязких жидкостях; СКО газоносного пласта без предварительного глушения рабочей скв.
Кислотная обработка:
В условиях высоких пластовых температур. Применяется несколько видов этих обработок – смесь соляной , муравьиной, уксусной кислот. Обработка пласта кислотными эмульсиями, обработка кислотными пенами, аэрированными кислотами с добавками ПАВ.
Глинокислотная обработка терегенного пласта:
(смесь кислот- соляной, плавиковой, и уксусной). Содержание плавиковой кислоты в смесях с соляной колеблится от 1,5 до 3 %, а в некоторых случаях достигает 5%.
Применение бифтарида аммония:
Для кислотной обработки пласта. Для замены плавиковой кислоты был предложен бифтарид аммония который содержит 35 % плавиковой кислоты и является солью плавиковый кислоты. Бифтарид аммония уменьшает скорость растворения извесняка и безопасен при транспортировке. Кислотная обработка пласта в условиях низких температур и криогедратообразования. При этом использ-ся добавка сульфоминовый кислоты которая имеет слабую коррозионную активность в 4-2 раза меньше чем HCL и низкую температуру замерзания.
Капиллярная пропитка продуктивного(КПП) пласта водными растворами ПАВ подкисленными соляной кислотой.
Данная обработка осуществляется закачкой под Р в ПЗП, водных растворов ПАВ с последующей выдержкой их в пласте до полного процесса капиллярной пропитки в условиях статики. Она применяется в скв ПЗП которые имеют ухудшенную коллекторскую характеристику с удовл приемистостью, технически исправных и давших при освоении малый приток.
Технология промывки КПП следующая: тщательная промывка скв раствором ПАВ (0,02%), затем закачивается в пласт последовательно раствор ПАВ(0,05%) подкисленный соляной кислотой, затем вод. раствор ПАВ той же концентрации без подкисления и вод раствора ПАВ 0,07%.Выдержка в пласте 15 суток а затем вызов притока из пласта.
Соляно-кислотная обработка:
(при высоких устьевых давлений, без применения пакера, путем заполнения затрубного пространства тяжелым глинистым раствором; Для высоких устьевых Р с применением пакера; поинтервальное направление с применением гидроперфоратора; глубокое СКО с применением высоковязких жидкостях; СКО газоносного пласта без предварительного глушения рабочей скв.
Кислотная обработка:
В условиях высоких пластовых температур. Применяется несколько видов этих обработок – смесь соляной , муравьиной, уксусной кислот. Обработка пласта кислотными эмульсиями, обработка кислотными пенами, аэрированными кислотами с добавками ПАВ.
Глинокислотная обработка терегенного пласта:
(смесь кислот- соляной, плавиковой, и уксусной). Содержание плавиковой кислоты в смесях с соляной колеблится от 1,5 до 3 %, а в некоторых случаях достигает 5%.
Применение бифтарида аммония:
Для кислотной обработки пласта. Для замены плавиковой кислоты был предложен бифтарид аммония который содержит 35 % плавиковой кислоты и является солью плавиковый кислоты. Бифтарид аммония уменьшает скорость растворения извесняка и безопасен при транспортировке. Кислотная обработка пласта в условиях низких температур и криогедратообразования. При этом использ-ся добавка сульфоминовый кислоты которая имеет слабую коррозионную активность в 4-2 раза меньше чем HCL и низкую температуру замерзания.
Капиллярная пропитка продуктивного(КПП) пласта водными растворами ПАВ подкисленными соляной кислотой.
Данная обработка осуществляется закачкой под Р в ПЗП, водных растворов ПАВ с последующей выдержкой их в пласте до полного процесса капиллярной пропитки в условиях статики. Она применяется в скв ПЗП которые имеют ухудшенную коллекторскую характеристику с удовл приемистостью, технически исправных и давших при освоении малый приток.
Технология промывки КПП следующая: тщательная промывка скв раствором ПАВ (0,02%), затем закачивается в пласт последовательно раствор ПАВ(0,05%) подкисленный соляной кислотой, затем вод. раствор ПАВ той же концентрации без подкисления и вод раствора ПАВ 0,07%.Выдержка в пласте 15 суток а затем вызов притока из пласта.
20. Техника и приборы для гидродинамических исследований скважин.
20. Техника и приборы для гидродинамических исследований скважин.
Технология исследования заключается в измерении забойного давления в скв и соответствующего этому давлению дебита, а так же величин устьевого и затрубного давлений. При каждом режиме работы скв в процессе исследования отбирается проба продукции с целью определения обводненности, содержания механических примесей и других характеристик.
Как правило, исследование проводится на 3-5 режимах; при этом для повышения точности один из режимов должен быть с минимально возможным или нулевым дебитом.
Точность исследования зависит не только от точности измерения P и Q, но и от того, насколько стабилизировался режим работы скв.
Технология проведения исследования определяется способом экспл конкретной скв, а измерение Р осуществл манометрами; при этом для измерения забойного давления применяются спец глубинные монометры, спускаемые на забой скв на проволоке или на колонне НКТ (лифтовые манометры). Для спуска глубинных приборов в скв, экспл фонтанным, газлифтным или насосным способом, используют спец устройство на устье скв, называемое лубрикатором (в этом случае спуск приборов осуществляется без остановки скв).
Измерение Р осуществляется глубинными манометрами, среди которых наибольшее распространение получили геликсные и поршневые манометры с автономной регистрацией измеряемого Р.
Технология исследования заключается в измерении забойного давления в скв и соответствующего этому давлению дебита, а так же величин устьевого и затрубного давлений. При каждом режиме работы скв в процессе исследования отбирается проба продукции с целью определения обводненности, содержания механических примесей и других характеристик.
Как правило, исследование проводится на 3-5 режимах; при этом для повышения точности один из режимов должен быть с минимально возможным или нулевым дебитом.
Точность исследования зависит не только от точности измерения P и Q, но и от того, насколько стабилизировался режим работы скв.
Технология проведения исследования определяется способом экспл конкретной скв, а измерение Р осуществл манометрами; при этом для измерения забойного давления применяются спец глубинные монометры, спускаемые на забой скв на проволоке или на колонне НКТ (лифтовые манометры). Для спуска глубинных приборов в скв, экспл фонтанным, газлифтным или насосным способом, используют спец устройство на устье скв, называемое лубрикатором (в этом случае спуск приборов осуществляется без остановки скв).
Измерение Р осуществляется глубинными манометрами, среди которых наибольшее распространение получили геликсные и поршневые манометры с автономной регистрацией измеряемого Р.
19. схема и принцип работы штанговой насосной установки.
19. схема и принцип работы штанговой насосной установки.
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. Принцип действия насоса следующий . При движении плунжера вверх под ним создается зона разряжения. Нижний всасывающий клапан под Р жид открывается и жид поступает в цилиндр насоса. Верхний нагнетательный клапан в это время закрыт т.к. на него действует Р столба жидкости заполнившей НКТ. При движении плунжера вниз всасывающий клапан закрывается а нагнетательный открывается и жид из цилиндра переходит в пространство над плунжером затем в НКТ. Т.о. при каждом ходе плунжера в цилиндр поступает определенное количество жидкости,которое затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скв.
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. Принцип действия насоса следующий . При движении плунжера вверх под ним создается зона разряжения. Нижний всасывающий клапан под Р жид открывается и жид поступает в цилиндр насоса. Верхний нагнетательный клапан в это время закрыт т.к. на него действует Р столба жидкости заполнившей НКТ. При движении плунжера вниз всасывающий клапан закрывается а нагнетательный открывается и жид из цилиндра переходит в пространство над плунжером затем в НКТ. Т.о. при каждом ходе плунжера в цилиндр поступает определенное количество жидкости,которое затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скв.
18. Методы освоения скважин. Последовательная замена скважинной жидкости в стволе жидкостью меньшей плотности.
18. Методы освоения скважин. Последовательная замена скважинной жидкости в стволе жидкостью меньшей плотности.
Методы освоения скв. Одной из важных операций в комплексе работ по освоению скважины после закачивания её бурением является вызов притока жидкости и газа. Движение жид или газа из пласта в скв возможно лишь при условии Рпл> Рзаб> Рдоп .
Рдоп - дополнительное давление необходимое для преодоления сопротивлений встречаемых жидкостью или газом при движении к забою скв. эти сопротивления создаются естественными причинами и искусственными возникающими в процессе бурения (загрязнение или кольмотация ПЗП) при сильном загрязнении ПЗП величину Рдоп можно уменьшить различными методами воздействия на пласт. Если в скв находится столб жидкости с плотностью ρ и высотой H, то Рпл>ρgH+ Рдоп .
Рпл параметр который остается неизменным в процессе освоения скв. следовательно для удовлетворения последующего неравенства могут быть изменены H, ρ и Рпл. Приток из прод пласта в скв может начаться лишь в том случае если Р в экспл колонне Рзаб будет меньше ,∆Р= Рпл - Рзаб При освоении новых скв после бурения или кап ремонта следует иметь в виду что почти во всех случаях величина депрессии для вызова притока жидкости из пласта бывает больше чем в экспл скв с установившемся режимом. Если в последних после небольшого перерыва работы или при освоении после текущего ремонта приток из пласта происходит при депрессии ΔР, то при освоении новых скв притока будет происходить при депрессии ΔР+ ΔР1, где ΔР1 - есть дополнительная депрессия, которая необходима для преодаления дополнительных препятствий в ПЗП. Дополнительное препятствие является результатом фильтрации воды в пласт некоторой глинизации и загрязнение ПЗС. Величина ΔР зависит от Рпл, физ-хим свойства коллектора и содержащиеся в нем жидкости, метода и продолжительности вскрытия нефтяного пласта и качества глинистого раствора. При прочих равных условиях чем быстрее будет вскрыт пласт и зацемент экспл колонны тем меньше будет допол депрессия при освоении скв и наоборот, чем больше времени будет затрачено на вскрытие нефтисодерж объекта и цементир колонны тем больше будет величина ΔР1 .
Когда Рпл высокое и во время вскрытия нефтяного пласта нет заметного поглощения ΔР1 имеет небольшую величину. При невысоком Рпл и наличии некоторого поглощения глинис раствора и большой фильтрации воды во время вскрытия пласта дополнит сопротивлением приобретает значительную величину и для его преодоления во время освоения скв потребуется соответственно допускать большую дополнительную депрессию ΔР1 для получения притока жидкости из пласта. Иногда ΔР1 достигает столь большой величины что для освоения скв требуется довольно длительное время. Величина ΔР1имеет большое практическое значение особенно в развед скв . если в экспл скв известна величина депрессии при которой в действующих скв начинается приток жидкости из пласта но неизвестна величина ΔР1 то в развед скв неизвестно является и ΔР и ΔР1 .
Последовательная замена скважинной жидкости в стволе жидкостью меньшей плотности.
Вскрытие пласта перфорацией проводится при наличии в скв промывочной жидкости с плотностью 1400-2000 кг/м3 . Замена утяжеленного раствора сразу на воду способом обратной циркуляции может вызвать диформацию обратных труб и расстройства соединений устьевого оборудования т.к. развивается большое давление. Поэтому если глин раствор которым заполняется скв перед вскрытием пласта перфорацией имеет большую плотность и высокое статическое напряжение сдвига. Замена его водой производится постепенно, сначало в затрубное пространство между экспл колонной и НКТ закачивается глинистый раствор с плотностью на 200-400 кг/м3 меньше плотности раствора которым заполнена скв . аналогичную операцию проводят до тех пор пока разница плотности между закачиваемым глинист раствором и водой недостигнут 200-400 кг/м3 . После этого оставшийся в скв глинист раствор заменяют водой для уменьшения вредного влияния фильтрата глинистого раствора и воды, которые неизбежно проникают в пласт в процессе замены утяжеленного глинистого раствора к ним необходимо добавлять ПАВ. Если после полной замены промывочной жидкости водой приток нефти и газа из пласта не наблюдается то приступают к снижению уровня жидкости в скв с помощью компрессора или газа высокого Р. Для вызова притока жидкости и газа из пласта в отличии от способа постепенного уменьшения плотности жидкости в скв .
В случае неполучения притока нефти и газа из скв после снижения уровня с помощью компрессора производят снижение плотности столба жидкости в стволе скв путем закачки пены.
Методы освоения скв. Одной из важных операций в комплексе работ по освоению скважины после закачивания её бурением является вызов притока жидкости и газа. Движение жид или газа из пласта в скв возможно лишь при условии Рпл> Рзаб> Рдоп .
Рдоп - дополнительное давление необходимое для преодоления сопротивлений встречаемых жидкостью или газом при движении к забою скв. эти сопротивления создаются естественными причинами и искусственными возникающими в процессе бурения (загрязнение или кольмотация ПЗП) при сильном загрязнении ПЗП величину Рдоп можно уменьшить различными методами воздействия на пласт. Если в скв находится столб жидкости с плотностью ρ и высотой H, то Рпл>ρgH+ Рдоп .
Рпл параметр который остается неизменным в процессе освоения скв. следовательно для удовлетворения последующего неравенства могут быть изменены H, ρ и Рпл. Приток из прод пласта в скв может начаться лишь в том случае если Р в экспл колонне Рзаб будет меньше ,∆Р= Рпл - Рзаб При освоении новых скв после бурения или кап ремонта следует иметь в виду что почти во всех случаях величина депрессии для вызова притока жидкости из пласта бывает больше чем в экспл скв с установившемся режимом. Если в последних после небольшого перерыва работы или при освоении после текущего ремонта приток из пласта происходит при депрессии ΔР, то при освоении новых скв притока будет происходить при депрессии ΔР+ ΔР1, где ΔР1 - есть дополнительная депрессия, которая необходима для преодаления дополнительных препятствий в ПЗП. Дополнительное препятствие является результатом фильтрации воды в пласт некоторой глинизации и загрязнение ПЗС. Величина ΔР зависит от Рпл, физ-хим свойства коллектора и содержащиеся в нем жидкости, метода и продолжительности вскрытия нефтяного пласта и качества глинистого раствора. При прочих равных условиях чем быстрее будет вскрыт пласт и зацемент экспл колонны тем меньше будет допол депрессия при освоении скв и наоборот, чем больше времени будет затрачено на вскрытие нефтисодерж объекта и цементир колонны тем больше будет величина ΔР1 .
Когда Рпл высокое и во время вскрытия нефтяного пласта нет заметного поглощения ΔР1 имеет небольшую величину. При невысоком Рпл и наличии некоторого поглощения глинис раствора и большой фильтрации воды во время вскрытия пласта дополнит сопротивлением приобретает значительную величину и для его преодоления во время освоения скв потребуется соответственно допускать большую дополнительную депрессию ΔР1 для получения притока жидкости из пласта. Иногда ΔР1 достигает столь большой величины что для освоения скв требуется довольно длительное время. Величина ΔР1имеет большое практическое значение особенно в развед скв . если в экспл скв известна величина депрессии при которой в действующих скв начинается приток жидкости из пласта но неизвестна величина ΔР1 то в развед скв неизвестно является и ΔР и ΔР1 .
Последовательная замена скважинной жидкости в стволе жидкостью меньшей плотности.
Вскрытие пласта перфорацией проводится при наличии в скв промывочной жидкости с плотностью 1400-2000 кг/м3 . Замена утяжеленного раствора сразу на воду способом обратной циркуляции может вызвать диформацию обратных труб и расстройства соединений устьевого оборудования т.к. развивается большое давление. Поэтому если глин раствор которым заполняется скв перед вскрытием пласта перфорацией имеет большую плотность и высокое статическое напряжение сдвига. Замена его водой производится постепенно, сначало в затрубное пространство между экспл колонной и НКТ закачивается глинистый раствор с плотностью на 200-400 кг/м3 меньше плотности раствора которым заполнена скв . аналогичную операцию проводят до тех пор пока разница плотности между закачиваемым глинист раствором и водой недостигнут 200-400 кг/м3 . После этого оставшийся в скв глинист раствор заменяют водой для уменьшения вредного влияния фильтрата глинистого раствора и воды, которые неизбежно проникают в пласт в процессе замены утяжеленного глинистого раствора к ним необходимо добавлять ПАВ. Если после полной замены промывочной жидкости водой приток нефти и газа из пласта не наблюдается то приступают к снижению уровня жидкости в скв с помощью компрессора или газа высокого Р. Для вызова притока жидкости и газа из пласта в отличии от способа постепенного уменьшения плотности жидкости в скв .
В случае неполучения притока нефти и газа из скв после снижения уровня с помощью компрессора производят снижение плотности столба жидкости в стволе скв путем закачки пены.
17. Эксплуатация скважин ПЭЦН.
17. Эксплуатация скважин ПЭЦН.
Эти насосы являются безштанговые так как они не имеют количество штанг, между насосом и приводом, что позволяет передавать насосу значительно большую мощность чем в штанговой установке. А следовательно увеличить добывные возможности этого вида оборудования. В группу безштанговых насосов входят так же установки гидропоршневых электровинтовых и электродиафрагменных насосов. благодаря более высокой производительности и напору удалось с помощью ПЭЦН ввести систематические наращения добычи. Их применение позволяет вводить в скважину в эксплуатацию сразу же после бурения в любой период года без больших затрат времени и средств на монтаж оборудования. Спуск электронасоса в скважину отличается от обычного спуска НКТ наличием кабеля и необходимостью его крепления к трубам. При эксплуатации скважин ПЭЦН устье легко герметизируется, что позволяет собирать и отводить попутный газ. Наземное электрическое оборудование введу его малых габаритов, небольшой массы и наличие защитных кожухов в зависимости от климатических условий может быть установлено либо непосредственно на открытом воздухе либо в небольшой не отапливаемой будке
Эти насосы являются безштанговые так как они не имеют количество штанг, между насосом и приводом, что позволяет передавать насосу значительно большую мощность чем в штанговой установке. А следовательно увеличить добывные возможности этого вида оборудования. В группу безштанговых насосов входят так же установки гидропоршневых электровинтовых и электродиафрагменных насосов. благодаря более высокой производительности и напору удалось с помощью ПЭЦН ввести систематические наращения добычи. Их применение позволяет вводить в скважину в эксплуатацию сразу же после бурения в любой период года без больших затрат времени и средств на монтаж оборудования. Спуск электронасоса в скважину отличается от обычного спуска НКТ наличием кабеля и необходимостью его крепления к трубам. При эксплуатации скважин ПЭЦН устье легко герметизируется, что позволяет собирать и отводить попутный газ. Наземное электрическое оборудование введу его малых габаритов, небольшой массы и наличие защитных кожухов в зависимости от климатических условий может быть установлено либо непосредственно на открытом воздухе либо в небольшой не отапливаемой будке
16. Способы снижения противодавления на пласт, на которых основаны методы освоения скв. поршневание (свабирование).
16. Способы снижения противодавления на пласт, на которых основаны методы освоения скв. поршневание (свабирование).
Методы освоения скв и вызова притока Ж и Г из пласта в скв применяемое в промысловой практике основано на 3 способах снижения противодавления на пласт:
1.Уменьшение плотности жидкости заполняющих в скв.
2.Уменьшение уровня(столба жидкости в скв).
3.Уменьшение забойного давления после предварительного воздействия на продуктивные пласты.
Выбор метода освоения скв вводимых в экспл из бурения или после кап ремонта зависит от их глубины и Рпл содержимого залежи Н,Г,В, физические характеристики пород пласта, степени их устойчивости, наличия технических средств для освоения.
Освоение скв вскрывшей пласты с высоким Р обычно не представляет труда, т.к. в данном случае можно создать большой перепад Р между пластом и скв. в тоже время следует иметь ввиду что темп освоения скв в основном зависит от степени устойчивости пород пласта при освоении скв вскрывшей неустойчивый пласт, перепад Р меду пластом и скв должен быть небольшим. Чрезмерные депрессии при освоении скв вскрывших неустойчивые пласты могут привести к разрушению цементного кольца в интервале перфорации и даже к нарушению обсадной колонны, в данном случае целесообразно применять метод постепенного и плавного по увеличению депрессии. При освоении вскрывших сильно – цементированные пласты для вызова притока необходимо использовать методы обеспечивающие низкие и мгновенные депрессии. Вызов притока из пласта в скв осуществляется след методами:
Снижение плотности жидкости , т.е. последней заменой утяжеленного раствора, средним и нормальным а затем водой и нефтью.
Продавкой компрессором, т.е. вытеснением жидкости из скв сжатым газом или воздухом.
По интервальным понижением уровня жидкости в скв.
Продавкой жидкостно-воздушными подкачками , т.е. поочередной закачкой в НКТ, в несколько приемов сжатого воздуха и воды до падения Р на буфере до 0.
Продавкой с мгновенной разрядкой затрубного пространства с подкачкой нефти в затрубное пространство.
Продавкой с помощью воздушной подушки и муфт с пусковыми отверстиями.
Поршневанием или свобированием.
Оттартыванием с помощью желонки.
Методом переменного Р
Созданием депрессии на пласт с помощью компонентов испытательным инструментом малого диаметра.
Аэрацией, т.е. замена жидкости в стволе скв на газожидкостную или воздушно-жидкостную смесь с малой плотностью.
Метод 2-х фазных пен, т.е замена жидкости в стволе скв аэрированным водным раствором ПАВ.
прежде всего применяют способы замены жидкости заполняющих ствол жидкости более легкой если этот способ окажется неэффективным то нужно прибегнуть к аэрации которая после замены жидкости является основным способом для глубоких скв т.к. обеспечивает значительные и плавные снижения уровня.
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 ниж¬ней части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3—4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске поршня под уровень жидкость перетекает через клапан в про¬странство 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 погру¬жения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75— 150 м. Поршневание в 10—15 раз производительнее тартания. Устье при поршневании также остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса.
Методы освоения скв и вызова притока Ж и Г из пласта в скв применяемое в промысловой практике основано на 3 способах снижения противодавления на пласт:
1.Уменьшение плотности жидкости заполняющих в скв.
2.Уменьшение уровня(столба жидкости в скв).
3.Уменьшение забойного давления после предварительного воздействия на продуктивные пласты.
Выбор метода освоения скв вводимых в экспл из бурения или после кап ремонта зависит от их глубины и Рпл содержимого залежи Н,Г,В, физические характеристики пород пласта, степени их устойчивости, наличия технических средств для освоения.
Освоение скв вскрывшей пласты с высоким Р обычно не представляет труда, т.к. в данном случае можно создать большой перепад Р между пластом и скв. в тоже время следует иметь ввиду что темп освоения скв в основном зависит от степени устойчивости пород пласта при освоении скв вскрывшей неустойчивый пласт, перепад Р меду пластом и скв должен быть небольшим. Чрезмерные депрессии при освоении скв вскрывших неустойчивые пласты могут привести к разрушению цементного кольца в интервале перфорации и даже к нарушению обсадной колонны, в данном случае целесообразно применять метод постепенного и плавного по увеличению депрессии. При освоении вскрывших сильно – цементированные пласты для вызова притока необходимо использовать методы обеспечивающие низкие и мгновенные депрессии. Вызов притока из пласта в скв осуществляется след методами:
Снижение плотности жидкости , т.е. последней заменой утяжеленного раствора, средним и нормальным а затем водой и нефтью.
Продавкой компрессором, т.е. вытеснением жидкости из скв сжатым газом или воздухом.
По интервальным понижением уровня жидкости в скв.
Продавкой жидкостно-воздушными подкачками , т.е. поочередной закачкой в НКТ, в несколько приемов сжатого воздуха и воды до падения Р на буфере до 0.
Продавкой с мгновенной разрядкой затрубного пространства с подкачкой нефти в затрубное пространство.
Продавкой с помощью воздушной подушки и муфт с пусковыми отверстиями.
Поршневанием или свобированием.
Оттартыванием с помощью желонки.
Методом переменного Р
Созданием депрессии на пласт с помощью компонентов испытательным инструментом малого диаметра.
Аэрацией, т.е. замена жидкости в стволе скв на газожидкостную или воздушно-жидкостную смесь с малой плотностью.
Метод 2-х фазных пен, т.е замена жидкости в стволе скв аэрированным водным раствором ПАВ.
прежде всего применяют способы замены жидкости заполняющих ствол жидкости более легкой если этот способ окажется неэффективным то нужно прибегнуть к аэрации которая после замены жидкости является основным способом для глубоких скв т.к. обеспечивает значительные и плавные снижения уровня.
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 ниж¬ней части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3—4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске поршня под уровень жидкость перетекает через клапан в про¬странство 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 погру¬жения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75— 150 м. Поршневание в 10—15 раз производительнее тартания. Устье при поршневании также остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса.
15. Гидродинамическое совершенство скважины.
15. Гидродинамическое совершенство скважины.
Эффективность вскрытия пласта перфорацией характеризуется коэф. гидродинамического совер. скв. представляемым собой отношение дебита гидр.несов.скважины у которой продуктивный пласт вскрыт перфорацией через зацементированную обсадную колонну к дебиту гидродин. совер.скв., т.е. скв. экспл. при открытом забое и незагрязненной прискважинной зоне пласта.φ=Qнес/Q
Согласно исследованиям В.И. Щурова выполненным на электролитических моделях для идеализированного перф. канала в случае монолитных не трещиноватых пород и высокого качества цементирования обсадной колонны. Коэф. φ зависит от диаметра канала, его длины в пласте а плотности перфорации. При большой длине канала достаточным диаметром его и высок плотности перфорации коэф φ может быть >1, с уменьшением длины канала коэф φ уменьшается, если канал невыходит за пределы загрязненной зоны пласта, то и при сравнительно большой плот. перфорации коэф меньше 0,5. При диаметре канала меньше 6 мм, коэф φ резко уменьшается а при диаметре канала больше 20 мм коэф φ меняется мало. Коэф. φ зависит не только от размеров каналов и плотности перфорации но и от состояния канала и породы вокруг него, типа коллектора, характера физико-хим. взаимодействия насыщаемого его флюида с породой, размеров и степени загрязнения прискважинной зоны пласта при бурении и цементирования в условиях вскрытия пласта и последующего освоения скважины.
Эффективность вскрытия пласта перфорацией характеризуется коэф. гидродинамического совер. скв. представляемым собой отношение дебита гидр.несов.скважины у которой продуктивный пласт вскрыт перфорацией через зацементированную обсадную колонну к дебиту гидродин. совер.скв., т.е. скв. экспл. при открытом забое и незагрязненной прискважинной зоне пласта.φ=Qнес/Q
Согласно исследованиям В.И. Щурова выполненным на электролитических моделях для идеализированного перф. канала в случае монолитных не трещиноватых пород и высокого качества цементирования обсадной колонны. Коэф. φ зависит от диаметра канала, его длины в пласте а плотности перфорации. При большой длине канала достаточным диаметром его и высок плотности перфорации коэф φ может быть >1, с уменьшением длины канала коэф φ уменьшается, если канал невыходит за пределы загрязненной зоны пласта, то и при сравнительно большой плот. перфорации коэф меньше 0,5. При диаметре канала меньше 6 мм, коэф φ резко уменьшается а при диаметре канала больше 20 мм коэф φ меняется мало. Коэф. φ зависит не только от размеров каналов и плотности перфорации но и от состояния канала и породы вокруг него, типа коллектора, характера физико-хим. взаимодействия насыщаемого его флюида с породой, размеров и степени загрязнения прискважинной зоны пласта при бурении и цементирования в условиях вскрытия пласта и последующего освоения скважины.
14. Производительность ШСН. Коэффициент подачи насосной установки.
14. Производительность ШСН. Коэффициент подачи насосной установки.
Оборудование состоит из двух частей: наземного и подземного. Наземное оборудование состоит из станка-качалки, привода, станции управления и устьевой арматуры. Подземное оборудование включает в себя колонну НКТ, колонну штанг, глубинный насос и, при необходимости, другие элементы (хвостовик, газовый или газопесочный якорь, якорь для фиксации колонны НКТ в обсадной колонне и т.п.).
Подача насоса установки Q определяется площадью поперечного сечения плунжера F, длинной хода S и числом ходов качаний в минуту n :Q=FSnρ*60*24
Коэффициент подачи насоса: a=Qф/Qтеор.
Оборудование состоит из двух частей: наземного и подземного. Наземное оборудование состоит из станка-качалки, привода, станции управления и устьевой арматуры. Подземное оборудование включает в себя колонну НКТ, колонну штанг, глубинный насос и, при необходимости, другие элементы (хвостовик, газовый или газопесочный якорь, якорь для фиксации колонны НКТ в обсадной колонне и т.п.).
Подача насоса установки Q определяется площадью поперечного сечения плунжера F, длинной хода S и числом ходов качаний в минуту n :Q=FSnρ*60*24
Коэффициент подачи насоса: a=Qф/Qтеор.
13. Оборудование насосных скважин.
13. Оборудование насосных скважин.
Оборудование состоит из двух частей: наземного и подземного. Наземное оборудование состоит из станка-качалки, привода, станции управления и устьевой арматуры. Подземное оборудование включает в себя колонну НКТ, колонну штанг, глубинный насос и, при необходимости, другие элементы (хвостовик, газовый или газопесочный якорь, якорь для фиксации колонны НКТ в обсадной колонне и т.п.).
Оборудование состоит из двух частей: наземного и подземного. Наземное оборудование состоит из станка-качалки, привода, станции управления и устьевой арматуры. Подземное оборудование включает в себя колонну НКТ, колонну штанг, глубинный насос и, при необходимости, другие элементы (хвостовик, газовый или газопесочный якорь, якорь для фиксации колонны НКТ в обсадной колонне и т.п.).
12 Технология перфорации в скважинах.
12 Технология перфорации в скважинах.
Для обеспечения эффективного проведения ПВР желательно:
1.Отсутствие больших каверн в интервале ствола скважины в котором будет проводится перфорация.
2.Отсутствие необратимых нарушений естест. проницаемости ПЗП перед перфорацией.
3.Наименьший зазор между обсадной колонной и стенками ствола скважины.
4.Центрирование обсадной колонны в зоне перфорации.
5.Сплошной затрубный цементированный камень в перфорированном интервале(не иметь пустот, обдадать хорошим сцеплением с обсадной колонной и породой, надежно изолировать соседние пласты).
6.Отсутствие острых выступов остатков цементной корки на внутренней поверхности обсадной колонной.
В случае наличия цементной корки в обсадной колонне оставшаяся после разбур. цементной пробки рекомендуется производить встряхивание детанирующим шнуром или установкой соляно- кислотной ванны.
Перед проведением ПВР скважина должна быть тщательно промыта для удаления из неё твердых частиц препятствующих спуску перфоратора и способных его заклиниванию. Пред проведением ПВР скважина заполняется жидкостью, свойства которой должны соответствовать выбранному методу ПВР. Устье скважины оборудуется в соответствии с выбранным методом ПВР и должно отвечать требованиям инструкции по ПВР. Перед проведением ПВР применяемые оборудования и приборы должны быть подготовлены в полном соответствии с требованиями, указанных в разделе проведения ПВР в скважинах.
Перфораторы и зарядные комплекты к ним должны обеспечивать:
1.Вскрытие продуктивного пласта всех категорий твердости в обсаженных скважинах.
2.Сохранность обсадной колонны и затрубного цементного камня.
3.Заданную производительность работ и плотность перфорации.
4.Не засоряемость скважины остатками от перфоратора и зарядных комплектов или оставление этих остатков в количествах и размерах не приводящих к нарушениям при проведении работ по испытанию, освоению и экспл. скв.
Для обеспечения эффективного проведения ПВР желательно:
1.Отсутствие больших каверн в интервале ствола скважины в котором будет проводится перфорация.
2.Отсутствие необратимых нарушений естест. проницаемости ПЗП перед перфорацией.
3.Наименьший зазор между обсадной колонной и стенками ствола скважины.
4.Центрирование обсадной колонны в зоне перфорации.
5.Сплошной затрубный цементированный камень в перфорированном интервале(не иметь пустот, обдадать хорошим сцеплением с обсадной колонной и породой, надежно изолировать соседние пласты).
6.Отсутствие острых выступов остатков цементной корки на внутренней поверхности обсадной колонной.
В случае наличия цементной корки в обсадной колонне оставшаяся после разбур. цементной пробки рекомендуется производить встряхивание детанирующим шнуром или установкой соляно- кислотной ванны.
Перед проведением ПВР скважина должна быть тщательно промыта для удаления из неё твердых частиц препятствующих спуску перфоратора и способных его заклиниванию. Пред проведением ПВР скважина заполняется жидкостью, свойства которой должны соответствовать выбранному методу ПВР. Устье скважины оборудуется в соответствии с выбранным методом ПВР и должно отвечать требованиям инструкции по ПВР. Перед проведением ПВР применяемые оборудования и приборы должны быть подготовлены в полном соответствии с требованиями, указанных в разделе проведения ПВР в скважинах.
Перфораторы и зарядные комплекты к ним должны обеспечивать:
1.Вскрытие продуктивного пласта всех категорий твердости в обсаженных скважинах.
2.Сохранность обсадной колонны и затрубного цементного камня.
3.Заданную производительность работ и плотность перфорации.
4.Не засоряемость скважины остатками от перфоратора и зарядных комплектов или оставление этих остатков в количествах и размерах не приводящих к нарушениям при проведении работ по испытанию, освоению и экспл. скв.
11 Физическая сущность работы газожидкостного подъемника.
11 Физическая сущность работы газожидкостного подъемника.
Газлифтный способ добычи нефти явл-ся одним из видов механизированного способа. При этом в скв. по рабочему каналу с целью подьема жидкости с забоя подается сжатый на поверхности газ или газ из газовых пластов высокого Р не нуждающийся в дополнительном сжатии. До пуска скв в работу жидкость в обсадной колонне НКТ находится на одном уровне. По мере нагнетания рабочего агента кольцевое пространство между экспл колонной и подъемными трубами уровень в подъемных трубах повышается а в кольцевом пространстве понижается до тех пор пока не достигнет нижнего кольца подъемных труб. Р закачиваемо рабочего агента в этом случае достигнет максимального. Вытеснив из кольцевого пространства жидкость, рабочий агент начинает поступать в подъемные трубы и перемещаться с ней. Образуя смесь меньшей плотности. За счет увеличения подачи рабочего агента в экспл колонну уровень жидкости в подъемных трубах будет повышаться достигая устья скв. после чего произойдет её выброс. При этом Р у башмака НКТ резко упадет, будет ниже пластового и нефть из пласта начнет поступать в скв. Высота подъема жидкости зависит от количества нагнетания рабочего агента, глубины погружения подъемных труб, их диаметра а так же вязкости жидкости.
Газлифтный способ добычи нефти явл-ся одним из видов механизированного способа. При этом в скв. по рабочему каналу с целью подьема жидкости с забоя подается сжатый на поверхности газ или газ из газовых пластов высокого Р не нуждающийся в дополнительном сжатии. До пуска скв в работу жидкость в обсадной колонне НКТ находится на одном уровне. По мере нагнетания рабочего агента кольцевое пространство между экспл колонной и подъемными трубами уровень в подъемных трубах повышается а в кольцевом пространстве понижается до тех пор пока не достигнет нижнего кольца подъемных труб. Р закачиваемо рабочего агента в этом случае достигнет максимального. Вытеснив из кольцевого пространства жидкость, рабочий агент начинает поступать в подъемные трубы и перемещаться с ней. Образуя смесь меньшей плотности. За счет увеличения подачи рабочего агента в экспл колонну уровень жидкости в подъемных трубах будет повышаться достигая устья скв. после чего произойдет её выброс. При этом Р у башмака НКТ резко упадет, будет ниже пластового и нефть из пласта начнет поступать в скв. Высота подъема жидкости зависит от количества нагнетания рабочего агента, глубины погружения подъемных труб, их диаметра а так же вязкости жидкости.
10 Конструкция забоя.
10 Конструкция забоя.
Вскрытие продуктивного пласта бурением можно осуществлять как до так и после крепления скважины обсадной колонны.
Крепление продуктивного пласта может осуществляться по одной из предлогаемых схем в зависимости от вариантов вскрытия продуктивного пласта бурением. Этих вариантов имеются 2, а схем крепления эксплуатации забоев 3 по каждому варианту.
I схема. Вскрываем на всю её толщину после спускаемой эксплуатационную колонну и цементируем с помощью монжетов.
II схема. Спускают перфорированный фильтр.
III схема. Спускают трубу цементируют все. После перфорируют отверстие в продуктивном пласте.
I Вариант. Пласт вскрыт сплошным бурением.
Предусматривает вскрытие его бурением на всю толщину без предварительного спуска обсодной колонны в кровлю продуктивного пласта. Вскрытие пластов этим методом осуществляется в большинстве разведочных а так же эксплуатационных скважин. Применяют его там где возможно совместное разбуривание продуктивного пласта и разреза лежащего выше пласта. При этом пласт вскрывает полностью или частично, а затем производят крепление скважины по одной из нарисованных схем.
Схема-1
Колонна спущена до кровли пласта и осуществлена монжетная заливка. Пласт оставлен открытым если порода коллектор достаточно устойчива в стенках скважины. В этом случае диаметр в нижней части скважины в зоне продуктивного пласта больше диаметра колонны. Эта конструкция осложняет все виды профилактических и ремонтных работ в скважине поэтому она используется очень редко и встречается в основном как результат недоспуска обсадной колонны до проектной глубины.
Схема-II
Колонна спущена до забоя и цементирование её осуществлено монжетным способом выше кровли пласта часть колонны находящаяся в интервале продуктивного пласта не зацементирована и представляет собой фильтр изготовленный на поверхности (в мастерских с круглыми или щелевыми отверстиями).
Схема – III
Спущенная до забоя обсадная колонна зацементирована обычным способом от нижнего её конца башмака с перекрытием всей её продуктивной толщи. Связь скважины с пластом осуществляется через перфорационные отверстия, такой способ крепления пласта наиболее распространен.
II Вариант. Вскрытие пласта бурением осуществляют после крепления скважины обсадной колонны спущенной в кровлю продуктивного пласта.
Этот метод обычно используется при вскрытии пластов с давлением ниже гидростатического. Преимущество его заключается в том, что он позволяет осуществлять комплекс мероприятий по снижению вредного влияния бурового раствора на ПЗП. Пласт может быть вскрыт при давлении ниже гидростатического с применением пен, аэрированной жидкости, а так же местной промывки (струйный насос). За рубежом хорошие результаты получают при вскрытии ударным бурением. Во всех случаях при вскрытии пласта необходимо использовать буровые растворы, минимальное воздействие на проницаемость пластов, крепление продуктивного пласта может быть осуществлено по 3 схемам.
I схема - Вскрытый пласт обсадной колонной не закрепляют , испытание и дальнейшее использование скважины проводятся с открытым забоем при наличии твердых устойчивых пород слагающих пласт.
II схема – пласт перекрывают фильтратом изготовленный на поверхности в мастерских. Фильтр не цементируют.
III схема – пласт перекрывают обсадной колонной ( хвостовиком или до устья с последующим её цементированием) связь скважины с пластом допускается за счет перфорации
Каждая из указанных типовых схем имеет свои преимущества и области применения:
Схема 1-
Позволяет обеспечить наиболее благоприятные условия при вскрытии продуктивного пласта но может применена лишь в однопластовой залежи сравнительно небольшой толщины(15-20м) без подошвенных вод.
Схема 2-
Позволяет сохранить неизменный диаметр скважины при вскрытии продуктивного пласта но так же применяется в случае однопластовой залежи без подошвенных вод.
Схема 3-
Пригодна в сложном геологическом разрезе с многопластовой залежью и водоностными пропластками. Эта схема наиболее опасна для продуктивных пластов т.к. не обеспечивает их защиты от проникновения цементного раствора и его вредного влияния на проницаемость коллектора.
В последнее время все большее распространение получает сема вскрытие продуктивного пласта горизонтальными скважинами, в этом случае направляющий участок горизонтальной скважины до кровли продуктивного пласта закрепляется эксплуатационной колонной, а конечный интервал горизонтальной скважины продуктивного пласта в большинстве случаев остается открытым (устойчивый коллектор, либо закрепленной перфорированной потайной колонной, хвостовиком). В редких случаях при проведении ГРП может быть опущена и зацементирована потайная колонна с последующей её перфорацией в заданных интервалах.
В проекте обязательно пишется обоснование по какому варианту будет производится пласт.
Вскрытие продуктивного пласта бурением можно осуществлять как до так и после крепления скважины обсадной колонны.
Крепление продуктивного пласта может осуществляться по одной из предлогаемых схем в зависимости от вариантов вскрытия продуктивного пласта бурением. Этих вариантов имеются 2, а схем крепления эксплуатации забоев 3 по каждому варианту.
I схема. Вскрываем на всю её толщину после спускаемой эксплуатационную колонну и цементируем с помощью монжетов.
II схема. Спускают перфорированный фильтр.
III схема. Спускают трубу цементируют все. После перфорируют отверстие в продуктивном пласте.
I Вариант. Пласт вскрыт сплошным бурением.
Предусматривает вскрытие его бурением на всю толщину без предварительного спуска обсодной колонны в кровлю продуктивного пласта. Вскрытие пластов этим методом осуществляется в большинстве разведочных а так же эксплуатационных скважин. Применяют его там где возможно совместное разбуривание продуктивного пласта и разреза лежащего выше пласта. При этом пласт вскрывает полностью или частично, а затем производят крепление скважины по одной из нарисованных схем.
Схема-1
Колонна спущена до кровли пласта и осуществлена монжетная заливка. Пласт оставлен открытым если порода коллектор достаточно устойчива в стенках скважины. В этом случае диаметр в нижней части скважины в зоне продуктивного пласта больше диаметра колонны. Эта конструкция осложняет все виды профилактических и ремонтных работ в скважине поэтому она используется очень редко и встречается в основном как результат недоспуска обсадной колонны до проектной глубины.
Схема-II
Колонна спущена до забоя и цементирование её осуществлено монжетным способом выше кровли пласта часть колонны находящаяся в интервале продуктивного пласта не зацементирована и представляет собой фильтр изготовленный на поверхности (в мастерских с круглыми или щелевыми отверстиями).
Схема – III
Спущенная до забоя обсадная колонна зацементирована обычным способом от нижнего её конца башмака с перекрытием всей её продуктивной толщи. Связь скважины с пластом осуществляется через перфорационные отверстия, такой способ крепления пласта наиболее распространен.
II Вариант. Вскрытие пласта бурением осуществляют после крепления скважины обсадной колонны спущенной в кровлю продуктивного пласта.
Этот метод обычно используется при вскрытии пластов с давлением ниже гидростатического. Преимущество его заключается в том, что он позволяет осуществлять комплекс мероприятий по снижению вредного влияния бурового раствора на ПЗП. Пласт может быть вскрыт при давлении ниже гидростатического с применением пен, аэрированной жидкости, а так же местной промывки (струйный насос). За рубежом хорошие результаты получают при вскрытии ударным бурением. Во всех случаях при вскрытии пласта необходимо использовать буровые растворы, минимальное воздействие на проницаемость пластов, крепление продуктивного пласта может быть осуществлено по 3 схемам.
I схема - Вскрытый пласт обсадной колонной не закрепляют , испытание и дальнейшее использование скважины проводятся с открытым забоем при наличии твердых устойчивых пород слагающих пласт.
II схема – пласт перекрывают фильтратом изготовленный на поверхности в мастерских. Фильтр не цементируют.
III схема – пласт перекрывают обсадной колонной ( хвостовиком или до устья с последующим её цементированием) связь скважины с пластом допускается за счет перфорации
Каждая из указанных типовых схем имеет свои преимущества и области применения:
Схема 1-
Позволяет обеспечить наиболее благоприятные условия при вскрытии продуктивного пласта но может применена лишь в однопластовой залежи сравнительно небольшой толщины(15-20м) без подошвенных вод.
Схема 2-
Позволяет сохранить неизменный диаметр скважины при вскрытии продуктивного пласта но так же применяется в случае однопластовой залежи без подошвенных вод.
Схема 3-
Пригодна в сложном геологическом разрезе с многопластовой залежью и водоностными пропластками. Эта схема наиболее опасна для продуктивных пластов т.к. не обеспечивает их защиты от проникновения цементного раствора и его вредного влияния на проницаемость коллектора.
В последнее время все большее распространение получает сема вскрытие продуктивного пласта горизонтальными скважинами, в этом случае направляющий участок горизонтальной скважины до кровли продуктивного пласта закрепляется эксплуатационной колонной, а конечный интервал горизонтальной скважины продуктивного пласта в большинстве случаев остается открытым (устойчивый коллектор, либо закрепленной перфорированной потайной колонной, хвостовиком). В редких случаях при проведении ГРП может быть опущена и зацементирована потайная колонна с последующей её перфорацией в заданных интервалах.
В проекте обязательно пишется обоснование по какому варианту будет производится пласт.
9. Принципиальная схема установки погружного центробежного насоса.
9. Принципиальная схема установки погружного центробежного насоса.
Установки электрических погружных центробежных насосов относятся к классу бесштанговых установок и играют в нефтедобывающей промышленности России определяющую роль по объему добываемой нефти. Они предназначены для эксплуатации добывающих скважин различной глубины с различными свойствами добываемой продукции: безводная маловязкая и средней вязкости нефть; обводненная нефть; смесь нефти, воды и газа. Естественно, что и эффективность эксплуатации скважин УЭЦН может существенно различаться, т.к. свойства откачиваемой продукции влияют на выходные параметры установки. Кроме того, УЭЦН имеют неоспоримые преимущества перед штанговыми установками не только за счет переноса приводного электродвигателя на забой и ликвидации колонны штанг, что существенно повышает КПД системы, но и за счет значительного диапазона рабочих подач (от нескольких десятков до нескольких сотен м3/сут) и напоров (от нескольких сотен до нескольких тысяч метров) при сравнительно высокой наработке установки на отказ.
Установка ЭЦН является сложной технической системой и, несмотря на широко известный принцип действия центробежного насоса, представляет собой совокупность оригинальных по конструкции элементов. Принципиальная схема УЭЦН приведена на рис. 9.25. Установка состоит из двух частей: наземной и погружной. Наземная часть включает автотрансформатор 1; станцию управления 2; иногда кабельный барабан 3 и оборудование устья скважины 4. Погружная часть включает колонну НКТ 5, на которой погружной агрегат спускается в скважину; бронированный трехжильный электрический кабель 6, по которому подается питающее напряжение погружному электродвигателю и который крепится к колонне НКТ специальными зажимами 7. Погружной агрегат состоит из многоступенчатого центробежного насоса 8, оборудованного приемной сеткой 9 и обратным клапаном 10. Часто в комплект погружной установки входит сливной клапан 11, через который сливается жидкость из НКТ при подъеме установки. В нижней части насос сочленен с узлом гидрозащиты (протектором) 12, который, в свою очередь, сочленен с погружным электродвигателем 13. В нижней части электродвигатель 13 имеет компенсатор 14.
ПЦЭН – многоступенчатые центробежные насосы, приводимые во вращение погружным электродвигателем (ПЭД). Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотрансформатора или трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика. ПЦЭН опускается в скважину под расчетный динамический уровень обычно на 150—300 м. Жидкость подается по НКТ, к внешней стороне которых прикреплен специальными поясками электрокабель.
Установки электрических погружных центробежных насосов относятся к классу бесштанговых установок и играют в нефтедобывающей промышленности России определяющую роль по объему добываемой нефти. Они предназначены для эксплуатации добывающих скважин различной глубины с различными свойствами добываемой продукции: безводная маловязкая и средней вязкости нефть; обводненная нефть; смесь нефти, воды и газа. Естественно, что и эффективность эксплуатации скважин УЭЦН может существенно различаться, т.к. свойства откачиваемой продукции влияют на выходные параметры установки. Кроме того, УЭЦН имеют неоспоримые преимущества перед штанговыми установками не только за счет переноса приводного электродвигателя на забой и ликвидации колонны штанг, что существенно повышает КПД системы, но и за счет значительного диапазона рабочих подач (от нескольких десятков до нескольких сотен м3/сут) и напоров (от нескольких сотен до нескольких тысяч метров) при сравнительно высокой наработке установки на отказ.
Установка ЭЦН является сложной технической системой и, несмотря на широко известный принцип действия центробежного насоса, представляет собой совокупность оригинальных по конструкции элементов. Принципиальная схема УЭЦН приведена на рис. 9.25. Установка состоит из двух частей: наземной и погружной. Наземная часть включает автотрансформатор 1; станцию управления 2; иногда кабельный барабан 3 и оборудование устья скважины 4. Погружная часть включает колонну НКТ 5, на которой погружной агрегат спускается в скважину; бронированный трехжильный электрический кабель 6, по которому подается питающее напряжение погружному электродвигателю и который крепится к колонне НКТ специальными зажимами 7. Погружной агрегат состоит из многоступенчатого центробежного насоса 8, оборудованного приемной сеткой 9 и обратным клапаном 10. Часто в комплект погружной установки входит сливной клапан 11, через который сливается жидкость из НКТ при подъеме установки. В нижней части насос сочленен с узлом гидрозащиты (протектором) 12, который, в свою очередь, сочленен с погружным электродвигателем 13. В нижней части электродвигатель 13 имеет компенсатор 14.
ПЦЭН – многоступенчатые центробежные насосы, приводимые во вращение погружным электродвигателем (ПЭД). Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотрансформатора или трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика. ПЦЭН опускается в скважину под расчетный динамический уровень обычно на 150—300 м. Жидкость подается по НКТ, к внешней стороне которых прикреплен специальными поясками электрокабель.
8. Общая схема оборудования фонтанной скважины.
8. Общая схема оборудования фонтанной скважины.
На рис. 7.1, схематично показаны скважины, осуществляющие подъем продукции за счет фонтанирования.
Схема, представленная на рис. 7.1а, предпочтительна в том случае, когда Wж Wг (Рб Рзаб), т.е. для нефтей различной газонасыщенности и с большим давлением насыщения (Рзаб Рнас), что позволяет в значительной степени использовать природную энергию газа на подъем продукции (Нб ~ Lнас). Схема, представленная на рис. 7.1б, предпочтительна в том случае, когда Wж > Wг, т.е. для нефтей с невысокой газонасыщенностью и небольшим давлением насыщения. С целью максимального использования природной энергии газа башмак подъемника необходимо спускать на глубину, соответствующую давлению насыщения (Рб=Рнас ,Hб Wг (Рзаб>Рнас, Рб< Рнас), и может быть рекомендована для различных физико-химических свойств продукции при определенных технологических ограничениях. По экономическим критериям эта схема может не уступать двум предыдущим. Схема, представленная на рис. 7.1г, характерна для артезианских скважин и технологически отличается от описанных тем, что давление на устье скважины больше или равно давлению насыщения (Ру ≥ Pнас). Забойное давление для таких скважин рассчитывается так: Pзаб≥Lcρжg+ΣPc+Pнас где ρж — плотность продукции скважины, кг/м3; ΣPc — суммарные потери энергии на преодоление сопротивлений, определяемых динамикой потока, Па. Глубина спуска башмака подъемника Нб в таких скважинах может быть различной и зависит только от свойств продукции и режима ее движения. В отдельных случаях допустима эксплуатация таких скважин без подъемных труб.
На рис. 7.1, схематично показаны скважины, осуществляющие подъем продукции за счет фонтанирования.
Схема, представленная на рис. 7.1а, предпочтительна в том случае, когда Wж Wг (Рб Рзаб), т.е. для нефтей различной газонасыщенности и с большим давлением насыщения (Рзаб Рнас), что позволяет в значительной степени использовать природную энергию газа на подъем продукции (Нб ~ Lнас). Схема, представленная на рис. 7.1б, предпочтительна в том случае, когда Wж > Wг, т.е. для нефтей с невысокой газонасыщенностью и небольшим давлением насыщения. С целью максимального использования природной энергии газа башмак подъемника необходимо спускать на глубину, соответствующую давлению насыщения (Рб=Рнас ,Hб
7 Особенности конструкции газовых скважин.
7 Особенности конструкции газовых скважин.
Конструкции газовых скважин имеют следующие основные отличия:
1.в ГС давление у устья благодаря малой плотности газа близко к забойному, что следует учитывать при расчете колон обсадных труб.;
2.в отличии от НС где эксплуатация колонны может нагреваться движущейся струей нефти в ГС происходит значительное охлаждение колонны растущее с увеличением перепада давления. Это создает допол. напряжения в экспл. колонне которыми нельзя пренебрегать.
3.Диаметр нефтяной экспл. скважины, кроме случаев когда производится заводнение, зависит от существ. размеров глубинных насосов и др. видов погружного оборудования участвующего в извлечении нефти. Для ГС такой зависимости нет и диаметр колонны может меняться в более широких пределах.
4.При значительном увеличении диаметра ГС в отдельных случаях дебит газа может снижаться за счет скопления влаги у забоя.
5.Т.к. внутреннее давление у устья ГС гораздо больше чем в НС вводятся дополнительные формулы к формулам применяемым для расчета обсадных колонн в НС. Экспл. колонна в ГС на смятие нерасчитывается.
6.Вероятность выброса или фонтана из скважины вскрывшей газовый пласт значительно больше следовательно конструкция ГС должна обеспечить возможность ликвидации такого выброса или фонтана.
7.В ГС при неудачной конструкции скважины или при неудачном результате цементирования подземные потери газа будут во много раз больше чем подземные потери нефти при подобных недостатках в НС.
8.Возможность обводнения у ГС гораздо меньше т.к. они могут быть размещены в присводовой или наиболее высокой части структуры.
9.Так же как и нефтяная ГС может быть использована для одновременной эксплуатации 2 или нескольких разобщающих пакерами горизонтов.
Бурение ГС малого диаметра должно получить широкое распространение в следующих случаях:
1.Небольшой глубины залегания газовых пластов;
2.Наличие продуктивных пластов малой проницаемости и толщины дающих приток газа в скважину до 50-60 тыс .
3.Выпадение жидкости на забой скважины, удалить которую можно лишь при создании высоких скоростей газового потока необходимых для выноса частиц этой жидкости.
4.Экспл. обсадной колонны в ГС цементируют как правило до устья.
Конструкции газовых скважин имеют следующие основные отличия:
1.в ГС давление у устья благодаря малой плотности газа близко к забойному, что следует учитывать при расчете колон обсадных труб.;
2.в отличии от НС где эксплуатация колонны может нагреваться движущейся струей нефти в ГС происходит значительное охлаждение колонны растущее с увеличением перепада давления. Это создает допол. напряжения в экспл. колонне которыми нельзя пренебрегать.
3.Диаметр нефтяной экспл. скважины, кроме случаев когда производится заводнение, зависит от существ. размеров глубинных насосов и др. видов погружного оборудования участвующего в извлечении нефти. Для ГС такой зависимости нет и диаметр колонны может меняться в более широких пределах.
4.При значительном увеличении диаметра ГС в отдельных случаях дебит газа может снижаться за счет скопления влаги у забоя.
5.Т.к. внутреннее давление у устья ГС гораздо больше чем в НС вводятся дополнительные формулы к формулам применяемым для расчета обсадных колонн в НС. Экспл. колонна в ГС на смятие нерасчитывается.
6.Вероятность выброса или фонтана из скважины вскрывшей газовый пласт значительно больше следовательно конструкция ГС должна обеспечить возможность ликвидации такого выброса или фонтана.
7.В ГС при неудачной конструкции скважины или при неудачном результате цементирования подземные потери газа будут во много раз больше чем подземные потери нефти при подобных недостатках в НС.
8.Возможность обводнения у ГС гораздо меньше т.к. они могут быть размещены в присводовой или наиболее высокой части структуры.
9.Так же как и нефтяная ГС может быть использована для одновременной эксплуатации 2 или нескольких разобщающих пакерами горизонтов.
Бурение ГС малого диаметра должно получить широкое распространение в следующих случаях:
1.Небольшой глубины залегания газовых пластов;
2.Наличие продуктивных пластов малой проницаемости и толщины дающих приток газа в скважину до 50-60 тыс .
3.Выпадение жидкости на забой скважины, удалить которую можно лишь при создании высоких скоростей газового потока необходимых для выноса частиц этой жидкости.
4.Экспл. обсадной колонны в ГС цементируют как правило до устья.
6 Необходимые условия подбора ПЦЭН по возможному отбору жидкости и напору насоса.
6 Необходимые условия подбора ПЦЭН по возможному отбору жидкости и напору насоса.
ПЭЦН в зависимости от условий экспл имеют 2 исполнения:
1.Обычное- предназначен для эксплуатации нефтяных и обводненных скв, с незначительным содержанием мех примесей до 0,01 % по массе.
2.Износостойкие для экспл сильно обводненных скв со значительным содержанием мех примесей до 1 % по массе в отбираемой жидкости.
При подборе насоса необходимо чтобы возможный отбор жидкости из скв был равен подачи насоса на оптимальном уровне Qс=Qн. Напор насоса соостветствует выбранной подачи, должен быть равен расстоянию от динамического уровня до устья скв, плюс потери напора в трубах. Исходя из рекомендуемого режима работы ПЭЦН меньшим значением подачи соответствуют большие значения напоров и наоборот. На режимах за пределами рекомендуемых подач работа насоса неиспользуется т.к. КПД насоса в этом случае значительно уменьшается.
ПЭЦН в зависимости от условий экспл имеют 2 исполнения:
1.Обычное- предназначен для эксплуатации нефтяных и обводненных скв, с незначительным содержанием мех примесей до 0,01 % по массе.
2.Износостойкие для экспл сильно обводненных скв со значительным содержанием мех примесей до 1 % по массе в отбираемой жидкости.
При подборе насоса необходимо чтобы возможный отбор жидкости из скв был равен подачи насоса на оптимальном уровне Qс=Qн. Напор насоса соостветствует выбранной подачи, должен быть равен расстоянию от динамического уровня до устья скв, плюс потери напора в трубах. Исходя из рекомендуемого режима работы ПЭЦН меньшим значением подачи соответствуют большие значения напоров и наоборот. На режимах за пределами рекомендуемых подач работа насоса неиспользуется т.к. КПД насоса в этом случае значительно уменьшается.
5. Условия, определяющие режим экспл газовых скв.
5. Условия, определяющие режим экспл газовых скв.
Условия следующие что бы недопустить:
1.Разрушение забоя, в следствии выноса частиц.
2.Образоване конусов подошвенных вод и языков законтуроной воды и как следствие этого обвднение скв.
3.Смятие колонны при малых Р в колонне.
4.Изменения вибрации оборудования при форсировании режима отбора газа.
5.Разрушение и коррозия наземного и подземного оборудования скв.
Условия следующие что бы недопустить:
1.Разрушение забоя, в следствии выноса частиц.
2.Образоване конусов подошвенных вод и языков законтуроной воды и как следствие этого обвднение скв.
3.Смятие колонны при малых Р в колонне.
4.Изменения вибрации оборудования при форсировании режима отбора газа.
5.Разрушение и коррозия наземного и подземного оборудования скв.
4 Конструкции нефтяных скважин.
4 Конструкции нефтяных скважин.
Общее положение:
Основание и расчет конструкции скважины составляет один из основных разделов технического проекта на строительство скважины. Конструкцию скважины разрабатывают уточняют в соответствии с конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение постоянной задачи т.е. достижение проектной глубины, вскрытие нефтегазоносной залежи и прведение всего помеченного комплекса исследований и работ в скважине включая её использование в системе разработки месторождения. Конструкция скважины зависит от сложности геологического разреза, способа бурения, назначение скважины, способа вскрытия продуктивного горизонта и др. факторов. Она должна удовлетворять требованиям, правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, которые были утверждены постановлением Госгортехнадзора РФ № 24 от 9 апреля 1998 года. А так же требованиям по охране недр и защите окр. среды.
От качества спроектированной конструкции скважины её соответствия еологическим условиям в значительной степени зависят надежность, технологичность, долговечность, производительность и стоимость строительства скважины. При проектировании конструкции скважины для снижения риска и удешевления стараются использовать последние достижения и накопленный опыт строительства скважин в данном районе работ и др. районов близким по геологическим условиям. В разделе проекта по вопросам крепления скважины решаются следующие задачи:
• Обоснование способа вскрытия продуктивного пласта и конструкции призабойной части скважины.
• Обоснование конструкции скважины.
• Расчет обсадных колон на прочность и выбор обсадных труб для комплектования колон по секциям.
• Установление интервалов цементирования обсадных колон.
• Расчет цементирования обсадных колон.
Задача обоснования конструкции скважин в свою очередь на две части:
1.Определение необходимого количества обсадных колонн для крепления ствола скважины и глубины спуска каждой колонны.
2.Согласование диаметров обсадных колон и долот.
Исходные данные для проектирования обсадных колон поступают от заказчиков финансирующих проект.
Они включают следующие сведения:
• Положение устья и его координаты.
• Назначение скважины.
• Проектная глубина скважин.
• Профиль скважины и его характеристика.
• Способ бурения.
• Геологический разрез.
• Геологическая изученность района бурильных работ.
• Интервалы продуктивных горизонтов.
• Способы закачки скважины и её эксплуатация.
• Состав пластовых флюидов.
• Интервалы залегания проницаемых пород.
• Пластовые давления и давления гидрорызрыва пород.
• Интервал высокопластичных неустойчивых пород.
• Характеристика горной породы по буримости.
• Особенности буровых работ в данном районе.
• Применявшиеся в данном районе работ конструкции скважин.
• Диаметр эксплуатационной колонны или конечный диаметр скважины если спуск эксплуатационной колонны не предусмотрен.
• Максимальное снижение уровня нефти в колоне на период эксплуатации.
• Минимальный расход металла и цемента без ущерба для последующей эксплуатационной скважины.
Диаметр эксплуатационной колонны задается заказчиком с учетом ожидаемого дебита добываемой скважины и габоритных размеров скважинного оборудования, которые планируется применить на поздней стадии разработки. Если проектом не предусматривается оборудование скважины эксплуатационной колонной, то конечный диаметр открытого ствола скважины определяется по условию без препядственного прохождению инструментов и приборов, которые намечаются использовать в конечном интервале. Проектная конструкция скважины ведется с низу вверх.
Общее положение:
Основание и расчет конструкции скважины составляет один из основных разделов технического проекта на строительство скважины. Конструкцию скважины разрабатывают уточняют в соответствии с конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение постоянной задачи т.е. достижение проектной глубины, вскрытие нефтегазоносной залежи и прведение всего помеченного комплекса исследований и работ в скважине включая её использование в системе разработки месторождения. Конструкция скважины зависит от сложности геологического разреза, способа бурения, назначение скважины, способа вскрытия продуктивного горизонта и др. факторов. Она должна удовлетворять требованиям, правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, которые были утверждены постановлением Госгортехнадзора РФ № 24 от 9 апреля 1998 года. А так же требованиям по охране недр и защите окр. среды.
От качества спроектированной конструкции скважины её соответствия еологическим условиям в значительной степени зависят надежность, технологичность, долговечность, производительность и стоимость строительства скважины. При проектировании конструкции скважины для снижения риска и удешевления стараются использовать последние достижения и накопленный опыт строительства скважин в данном районе работ и др. районов близким по геологическим условиям. В разделе проекта по вопросам крепления скважины решаются следующие задачи:
• Обоснование способа вскрытия продуктивного пласта и конструкции призабойной части скважины.
• Обоснование конструкции скважины.
• Расчет обсадных колон на прочность и выбор обсадных труб для комплектования колон по секциям.
• Установление интервалов цементирования обсадных колон.
• Расчет цементирования обсадных колон.
Задача обоснования конструкции скважин в свою очередь на две части:
1.Определение необходимого количества обсадных колонн для крепления ствола скважины и глубины спуска каждой колонны.
2.Согласование диаметров обсадных колон и долот.
Исходные данные для проектирования обсадных колон поступают от заказчиков финансирующих проект.
Они включают следующие сведения:
• Положение устья и его координаты.
• Назначение скважины.
• Проектная глубина скважин.
• Профиль скважины и его характеристика.
• Способ бурения.
• Геологический разрез.
• Геологическая изученность района бурильных работ.
• Интервалы продуктивных горизонтов.
• Способы закачки скважины и её эксплуатация.
• Состав пластовых флюидов.
• Интервалы залегания проницаемых пород.
• Пластовые давления и давления гидрорызрыва пород.
• Интервал высокопластичных неустойчивых пород.
• Характеристика горной породы по буримости.
• Особенности буровых работ в данном районе.
• Применявшиеся в данном районе работ конструкции скважин.
• Диаметр эксплуатационной колонны или конечный диаметр скважины если спуск эксплуатационной колонны не предусмотрен.
• Максимальное снижение уровня нефти в колоне на период эксплуатации.
• Минимальный расход металла и цемента без ущерба для последующей эксплуатационной скважины.
Диаметр эксплуатационной колонны задается заказчиком с учетом ожидаемого дебита добываемой скважины и габоритных размеров скважинного оборудования, которые планируется применить на поздней стадии разработки. Если проектом не предусматривается оборудование скважины эксплуатационной колонной, то конечный диаметр открытого ствола скважины определяется по условию без препядственного прохождению инструментов и приборов, которые намечаются использовать в конечном интервале. Проектная конструкция скважины ведется с низу вверх.
3 Конструкция подъемников (лифтов) и область их применения.
3 Конструкция подъемников (лифтов) и область их применения.
С 1914 г используют нефтяной газ поэтому газлифтная скв это по существу таже фонтанная в которой недостающей для необходимости разгозирования жидкости газ подводят с поверхности по определенному каналу. Из этого следует что для экспл газлифтной скв необходимо 2 канала:
1. Для подачи сжатого газа из вне.
2. Для подъема газожидкостной смеси.
Эти 2 канала в промысловых условиях создаются спуском в экспл колонну одного ряда НКТ. При этом по затрубному пространству подается газ а внутри колонны НКТ поднимается газожидкостная смесь. Колонна НКТ или по другому лифт, может состоять из труб как одного и нескольких диаметров. В последнем случае лифт наз-ся однорядным ступенчатым или комбинированным. Канал по которому подаётся сжатый газ наз-ся рабочим, канал по которому поднимается газожидкостная смесь наз-ся подъемным.
Газлифтный способ добычи нефти явл-ся одним из видов механизированного способа. При этом в скв. по рабочему каналу с целью подьема жидкости с забоя подается сжатый на поверхности газ или газ из газовых пластов высокого Р не нуждающийся в дополнительном сжатии. До пуска скв в работу жидкость в обсадной колонне НКТ находится на одном уровне. По мере нагнетания рабочего агента кольцевое пространство между экспл колонной и подъемными трубами уровень в подъемных трубах повышается а в кольцевом пространстве понижается до тех пор пока не достигнет нижнего кольца подъемных труб. Р закачиваемо рабочего агента в этом случае достигнет максимального. Вытеснив из кольцевого пространства жидкость, рабочий агент начинает поступать в подъемные трубы и перемещаться с ней. Образуя смесь меньшей плотности. За счет увеличения подачи рабочего агента в экспл колонну уровень жидкости в подъемных трубах будет повышаться достигая устья скв. после чего произойдет её выброс. При этом Р у башмака НКТ резко упадет, будет ниже пластового и нефть из пласта начнет поступать в скв. Высота подъема жидкости зависит от количества нагнетания рабочего агента, глубины погружения подъемных труб, их диаметра а так же вязкости жидкости.
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.
С 1914 г используют нефтяной газ поэтому газлифтная скв это по существу таже фонтанная в которой недостающей для необходимости разгозирования жидкости газ подводят с поверхности по определенному каналу. Из этого следует что для экспл газлифтной скв необходимо 2 канала:
1. Для подачи сжатого газа из вне.
2. Для подъема газожидкостной смеси.
Эти 2 канала в промысловых условиях создаются спуском в экспл колонну одного ряда НКТ. При этом по затрубному пространству подается газ а внутри колонны НКТ поднимается газожидкостная смесь. Колонна НКТ или по другому лифт, может состоять из труб как одного и нескольких диаметров. В последнем случае лифт наз-ся однорядным ступенчатым или комбинированным. Канал по которому подаётся сжатый газ наз-ся рабочим, канал по которому поднимается газожидкостная смесь наз-ся подъемным.
Газлифтный способ добычи нефти явл-ся одним из видов механизированного способа. При этом в скв. по рабочему каналу с целью подьема жидкости с забоя подается сжатый на поверхности газ или газ из газовых пластов высокого Р не нуждающийся в дополнительном сжатии. До пуска скв в работу жидкость в обсадной колонне НКТ находится на одном уровне. По мере нагнетания рабочего агента кольцевое пространство между экспл колонной и подъемными трубами уровень в подъемных трубах повышается а в кольцевом пространстве понижается до тех пор пока не достигнет нижнего кольца подъемных труб. Р закачиваемо рабочего агента в этом случае достигнет максимального. Вытеснив из кольцевого пространства жидкость, рабочий агент начинает поступать в подъемные трубы и перемещаться с ней. Образуя смесь меньшей плотности. За счет увеличения подачи рабочего агента в экспл колонну уровень жидкости в подъемных трубах будет повышаться достигая устья скв. после чего произойдет её выброс. При этом Р у башмака НКТ резко упадет, будет ниже пластового и нефть из пласта начнет поступать в скв. Высота подъема жидкости зависит от количества нагнетания рабочего агента, глубины погружения подъемных труб, их диаметра а так же вязкости жидкости.
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.
Подписаться на:
Сообщения (Atom)