
- •Состав и классификация нефтей
- •Состав природных газов
- •Фазовые состояния
- •Классификация природных газов
- •Типы пород-коллекторов
- •Пластовое давление и температура
- •Приведенное пластовое давление
- •Режим работы нефтяных и газовых залежей
- •Уравнения притока жидкости в скважине. Формула Дюпюи
- •Первичное и вторичное вскрытие
- •Виды гидродинамического несовершенства скважин. Коэффициент гидродинамического несовершенства скважин.
- •Условия вызова притока
- •3 Основные метода вызова притока (пуска в работу):
- •Очистка призабойной зоны и освоение нагнетательных скважин
- •Неполадки при работе фонтанной скважины
- •Отложения парафина в подъемных трубах и методы борьбы с ними
- •20.Неполадки при эксплуатации газлифтных скважин
- •Меры борьбы с отложениями солей
- •20.Неполадки при эксплуатации газлифтных скважин
- •О бласть применения газлифта. Принцип работы газлифта
- •В иды газлифта и технологические схемы
- •Исследование газлифтных скважин. Зависимость дебита от расхода рабочего давления
- •Максимальные и оптимальные режимы, дебиты
- •Исследование газлифтных скважин
- •Установление режима работы газлифтной скважины
- •Неполадки при эксплуатации газлифтных скважин
- •Борьба с гидратными пробками
- •35.Гидратообразование, предупреждение гидратообразования
- •Периодическая эксплуатация компрессорных скважин
- •Плунжерный лифт
- •Меры, увеличивающие межремонтный период при газлифтной эксплуатации скважин
- •Отсутствие увеличения давления газа в обсадной колонне и поступления жидкости при подаче газа в скважину для запуска газлифтной установки.
- •Газлифтная установка не принимает газ, давление газа в обсадной колонне выравнивается с давлением в общей системе, подача жидкости со скважины отсутствует.
- •Периодическое снижение давления газа в межтрубном пространстве и периодическая подача жидкости.
- •С хема работы шсну
- •Факторы, влияющие на подачу штангового скважинного насоса
- •Борьба с вредным влиянием газа и песка
- •Борьба с отложениями парафина
- •Эксплуатация искривленных и наклонных скважин
- •Периодическая эксплуатация малодебитных скважин
- •Область применения, основные узлы установки и их назначение
- •Влияние газа на работу уэцн и борьба с ними
- •Особенности конструкции и оборудования газовых скважин
- •Гидратообразование, предупреждение гидратообразования см. Вопрос 21. Борьба с гидратными пробками
- •Сущность, разновидности кислотных обработок, область применения
- •Реагенты и материалы, применяемые при ско, их назначение, характеристики
- •Техника и технология простой ско
- •Техника и технология термокислотной обработки
- •Техника и технология пенокислотной обработки
- •Примерная схема обвязки оборудования при пенокислотной обработке:
- •Сущность, разновидности разрыва пласта, область применения
- •Закачка в пласт жидкости разрыва для обр-я трещин, заполняемых крупнозернистым песком;
- •Нагнетание жидкости-песконосителя;
- •Закачка жидкости для продавливания песка в скважину.
- •1 Стандартный грп
- •2 Повторный грп
- •3 Объемные грп
- •11 Грп с обратным потоком
- •12 Грп по технологии InvertoFrac или DivertoFrac
- •13 «Струйный» грп
- •Материалы, применяемые при грп, их выбор
- •Техника и технология грп
- •Техника и технология гпп (гидропескоструйной перфорации)
- •Техника и технология виброобработки забоев скважин
- •Техника и технология электронагрева скважин
- •Техника и технология тепловой обработки скважин теплоносителями
- •Техника и технология термогазохимического воздействия (тгхв) на пзп
- •Сущность, техника и технология обработки пзп расворами пав
- •Состав, организация работ при текущем и капитальном ремонте скважин
- •Гранулометрический состав
- •О бъект разработки
- •Система разработки и показатели месторождений, стадии разработки месторождений
- •Этапы раз-ки: в разработке нефтяных месторождений выделяют 4 периода: нарастающей, постоянной, резко падающей и медленно падающей добычи нефти (поздняя стадия).
- •Контроль, анализ и регулирование процесса разработки нефтяных и газовых месторождений
- •Основы проектирования разработки месторождений
- •Цели и задачи исследования скважин и пластов
- •Исследование нефтяных скважин на приток при установившемся режиме
- •Исследование нефтяных скважин при неустановившемся режиме их эксплуатации
- •Общие понятия о методах воздействия на нефтяные и газовые пласты, их назначение
- •1.Выбор расположения нагнет.Скв
- •2.Объем закачиваемой воды
- •Виды заводнения (законтурное, приконтурное, внутриконтурное, блоковое, осевое, площадное и др.)
- •Сущность двухтрубной самотечной сбора нефти и газа
- •Сущность Грозненской высоконапорной системы сбора нефи и газа
- •Сущность системы сбора Гипровосток нефти
- •Сущность системы сбора продукции на месторождениях Западной Сибири
- •Значение измерения продукции скважин
- •Принципиальная технологическая схема замерной установки «Спутник – а» и ее описание
- •Автоматизированная групповая замерная установка «Спутник-вмр» и ее описание
- •Принципиальная технологическая схема замерной установки «Спутник-б» и ее описание
С хема работы шсну
Установка штангового глубинного насоса состоит из наземного и подземного оборудования:
Подземное оборудование:
- перфорационные отверстия
- скважинный насос
- насосные штанги
- насосно-компрессорные трубы
- эксплуатационная колонна
Наземное оборудование:
- устьевая арматура
- станок-качалка
Вращательное движение от электродвигателя передается редуктору, и далее с помощью шатуна и балансира преобразуется в вертикальное возвратно- поступательное движение штанг, подвешенных на головке балансира посредством канатной подвески
Основные элементы станка-качалки:
- канатная подвеска
- откидная головка
- балансир
- шатун
- противовес
- кривошип
- редуктор
- ременная передача
- электродвигатель
Станки-качалки - выпускается стандартный ряд типоразмеров станков на различные нагрузки и различные длины хода плунжера
Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2-4 м) цилиндра. На нижнем конце цилиндра располагается всасывающий клапан. В цилиндре перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде длинной (1 - 1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан
Плунжер подвешивается на штангах
При движении плунжера вверх, жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет цилиндр насоса
При движении плунжера вниз всасывающий клапан закрывается и открывается нагнетательный клапан. Жидкость перетекает в надплунжерное пространство. При очередном ходе вверх, нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается. Плунжер поднимает жидкость на высоту, равную длине хода (0,6-6 м).
Невставные (трубные) - цилиндр спускается в скважину на НКТ, а плунжер спускается на штангах
Вставные - цилиндр и плунжер спускают на штангах
Штанги - стальные стержни круглого сечения длиной от 6 до 9 м, диаметром 16,19 и 22 мм
На концах имеются утолщения, участок квадратного сечения и резьба
Соединяются между собой муфтами
Достоинства ШГН
Достаточно высокий общий коэффициент полезного действия
Дешевизна и простота оборудования при малых (до 50 м3/сут) подачах насоса
Недостатки ШГН
Ограниченная мощность станка-качалки
Высокая стоимость и большая масса установки при расходах более 50 м3/сут
Высокая аварийность при эксплуатации наклонных скважин
Факторы, влияющие на подачу штангового скважинного насоса
За полный (двойной) ход плунжера подача насоса:
Где F - площадь сечения плунжера, a Sпл - длина хода плунжера.
Если плунжер делает n ходов в минуту, то суточная подача ШГН:
(теоретическая
подача)
Факторы, влияющие на коэффициент подачи:
присутствие свободного газа в откачиваемой смеси
уменьшение длины хода плунжера по сравнению с длиной хода балансира за счет упругих деформаций штанг и труб
утечки между цилиндром и плунжером, а также в клапанных узлах
уменьшение объема смеси в результате ее дегазации и охлаждения в процессе подъема на поверхность
Однако действительная (фактическая) подача Q насоса, измеренная на поверхности, как правило, меньше теоретической QT. Отношение действительной подачи к теоретической называют коэффициентом подачи штангового насоса aп= Q/QT, тогда действительная подача штангового насоса
Коэффициент подачи ап может изменяться от 0 до 1. В скважинах, в которых проявляется, так называемый, фонтанный эффект, то есть в частично фонтанирующих через насос скважинах, может быть ап>1. Работа насоса считается нормальной, если ап = 0,6—0,8.
Факторы, влияющие на подачу
На коэффициент подачи ап и, как следствие, на подачу установки Q влияет много факторов: деформация штанг и труб, усадка жидкости, степень наполнения насоса жидкостью и утечки жидкости. Характеризуя влияние этих факторов соответствующими коэффициентами и учитывая независимость их совместного действия, записывают
Длинные колонны штанг и труб при сообщении колонне штанг возвратно-поступательного движения в процессе работы установки ведут себя как упругие стержни. За счет упругих деформаций штанг и труб уменьшается длина хода плунжера sпл по сравнению с длиной хода устьевого штока s, что непосредственно влияет на подачу. Тогда можно записать выражение коэффициента, характеризующего влияние деформаций штанг и труб
Длина хода устьевого штока s задается при проектировании эксплуатации скважины ШСНУ. Для расчета длины хода плунжера 5пл необходимо определить нагрузки, вызывающие деформации. Их определение будет рассмотрено в следующем разделе.
Цилиндр насоса заполняется жидкостью при температуре и давлении на приеме насоса (в скважине). На поверхности жидкость дегазируется и охлаждается, ее объем уменьшается, то есть происходит усадка жидкости. Коэффициент, учитывающий усадку жидкости,
Насос наполняется жидкостью и свободным газом. Влияние газа на наполнение и подачу насоса учитывают коэффициентом наполнения цилиндра насоса
В процессе работы ШСНУ возможны утечки жидкости через зазор между цилиндром и плунжером насоса (плунжерная пара), в клапанах насоса вследствие их износа, коррозии в частично немгновенного закрытия и открытия клапана, а также через неплотности муфтовых соединений НКТ. Эти утечки учитывают коэффициентом утечек
В отличие от рассмотренных выше факторов утечки жидкости являются переменными, возрастающими во времени, что приводит к уменьшению во времени коэффициента утечек и соответственно коэффициента подачи.