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.
Подписаться на:
Сообщения (Atom)