- •ВВЕДЕНИЕ
- •1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
- •1.1. Понятие о нефтяной залежи
- •1.2. Механизм использования пластовой энергии при добыче нефти
- •2. ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ
- •2.1. Пластовые давления
- •2.1.1. Статическое давление на забое скважины
- •2.1.2. Статический уровень
- •2.1.3. Динамическое давление на забое скважины
- •2.1.4. Динамический уровень жидкости
- •2.1.5. Среднее пластовое давление
- •2.1.6. Пластовое давление в зоне нагнетания
- •2.1.7. Пластовое давление в зоне отбора
- •2.1.8. Начальное пластовое давление
- •2.1.9. Текущее пластовое давление
- •2.1.10. Приведенное давление
- •2.2. Приток жидкости к скважине
- •2.3. Режимы разработки нефтяных месторождений
- •2.4. Водонапорный режим
- •2.5. Упругий режим
- •2.6. Режим газовой шапки
- •2.7. Режим растворенного газа
- •2.8. Гравитационный режим
- •3. ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ
- •3.1. Цели и методы воздействия
- •3.2. Технология поддержания пластового давления закачкой воды
- •3.2.1. Размещение скважин
- •3.3. Основные характеристики поддержания пластового давления закачкой воды
- •3.4. Водоснабжение систем ППД
- •3.5. Техника поддержания давления закачкой воды
- •3.5.1. Водозаборы
- •3.5.2. Насосные станции первого подъема
- •3.5.3. Буферные емкости
- •3.5.4.Станции второго подъема
- •3.6. Оборудование кустовых насосных станций
- •3.7. Технология и техника использования глубинных вод для ППД
- •3.8. Поддержание пластового давления закачкой газа
- •3.9. Методы теплового воздействия на пласт
- •3.10. Техника закачки теплоносителя в пласт
- •3.11. Внутрипластовое горение
- •4. ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ
- •4.1. Конструкция оборудования забоев скважин
- •4.2. Приток жидкости к перфорированной скважине
- •4.3. Техника перфорации скважин
- •4.4. Пескоструйная перфорация
- •4.5. Методы освоения нефтяных скважин
- •4.6. Передвижные компрессорные установки
- •4.7. Освоение нагнетательных скважин
- •5. МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ
- •5.1. Назначение методов и их общая характеристика
- •5.2. Обработка скважин соляной кислотой
- •5.3. Термокислотные обработки
- •5.4. Поинтервальная или ступенчатая СКО
- •5.5. Кислотные обработки терригенных коллекторов
- •5.6. Техника и технология кислотных обработок скважин
- •5.7. Гидравлический разрыв пласта
- •5.8. Осуществление гидравлического разрыва
- •5.9. Техника для гидроразрыва пласта
- •5.10. Тепловая обработка призабойной зоны скважины
- •5.11. Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины
- •5.12. Другие методы воздействия на призабойную зону скважин
- •6. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН
- •6.1. Назначение и методы исследования скважин
- •6.2. Исследование скважин при установившихся режимах
- •6.3. Исследование скважин при неустановившихся режимах
- •6.4. Термодинамические исследования скважин
- •6.5. Скважинные дебитометрические исследования
- •6.6. Техника и приборы для гидродинамических исследований скважин
- •7. ОСНОВЫ ТЕОРИИ ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ
- •7.1. Физика процесса движения газожидкостной смеси в вертикальной трубе
- •7.1.1. Зависимость подачи жидкости от расхода газа
- •7.1.2. Зависимость положения кривых q (V) от погружения
- •7.1.3. Зависимость положения кривых q(V) от диаметра трубы
- •7.1.4. К. п. д. процесса движения ГЖС
- •7.1.5. Понятие об удельном расходе газа
- •7.1.6. Зависимость оптимальной и максимальной подач от относительного погружения
- •7.1.7. Структура потока ГЖС в вертикальной трубе
- •7.2. Уравнение баланса давлений
- •7.3. Плотность газожидкостной смеси
- •7.4. Формулы перехода
- •8. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
- •8.1. Артезианское фонтанирование
- •8. 2. Фонтанирование за счет энергии газа
- •8. 3. Условие фонтанирования
- •8. 4. Расчет фонтанного подъемника
- •8. 5. Расчет процесса фонтанирования с помощью кривых распределения давления
- •8. 6. Оборудование фонтанных скважин
- •8.6.1. Колонная головка
- •8.6.2. Фонтанная арматура
- •8.6.3. Штуцеры.
- •8.6.4. Манифольды
- •8. 7. Регулирование работы фонтанных скважин
- •8. 8. Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение
- •8.8.1. Открытое фонтанирование
- •8.8.2. Предупреждение отложений парафина
- •8.8.3. Борьба с песчаными пробками
- •8.8.4. Отложение солей
- •9. ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
- •9.1. Общие принципы газлифтной эксплуатации
- •9.2. Конструкции газлифтных подъемников
- •9.3. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление)
- •9.4. Методы снижения пусковых давлений
- •9.4.1. Применение специальных пусковых компрессоров
- •9.4.2. Последовательный допуск труб
- •9.4.3. Переключение работы подъемника с кольцевой системы на центральную
- •9.4.4. Задавка жидкости в пласт
- •9.4.5. Применение пусковых отверстий
- •9.5. Газлифтные клапаны
- •9.6. Принципы размещения клапанов
- •9.7. Принципы расчета режима работы газлифта
- •9.8. Оборудование газлифтных скважин
- •9.9. Системы газоснабжения и газораспределения
- •9.10. Периодический газлифт
- •9.11. Исследование газлифтных скважин
- •10. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ
- •10.2. Подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи
- •10.3. Факторы, снижающие подачу ШСН
- •10.3.1. Влияние газа
- •10.3.2. Влияние потери хода плунжера
- •10.3.3. Влияние утечек
- •10.3.4. Влияние усадки жидкости
- •10.3.5. Нагрузки, действующие на штанги, и их влияние на ход плунжера
- •10.4. Оборудование штанговых насосных скважин
- •10.4.1. Штанговые скважинные насосы
- •10.4.2. Штанги
- •10.4.3. Насосные трубы
- •10.4.4. Оборудование устья скважины
- •10.4.5. Канатная подвеска
- •10.4.6. Штанговращатель
- •10.4.7. Станки-качалки (СК)
- •10.5. Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными установками
- •10.5.1. Эхолот
- •10.5.2. Динамометрия ШСНУ
- •10.5.3. Динамограмма и ее интерпретация
- •10.6. Эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях
- •11. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ПОГРУЖНЫМИ ЦЕНТРОБЕЖНЫМИ ЭЛЕКТРОНАСОСАМИ
- •11.1. Общая схема установки погружного центробежного электронасоса
- •11.2. Погружной насосный агрегат
- •11.3. Элементы электрооборудования установки
- •11.4. Установка ПЦЭН специального назначения
- •11.5. Определение глубины подвески ПЦЭН
- •11.6. Определение глубины подвески ПЦЭН c помощью кривых распределения давления
- •12. ГИДРОПОРШНЕВЫЕ НАСОСЫ
- •12.1. Принцип действия гидропоршневого насоса
- •12.2. Подача ГПН и рабочее давление
- •13. ПОГРУЖНЫЕ ВИНТОВЫЕ НАСОСЫ
- •14. РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПЛАСТОВ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ
- •14.1. Общие принципы
- •14.2. Некоторые схемы оборудования скважин для раздельной эксплуатации пластов
- •14.3. Раздельная закачка воды в два пласта через одну скважину
- •15. РЕМОНТ СКВАЖИН
- •15.1. Общие положения
- •15.2. Подъемные сооружения и механизмы для ремонта скважин
- •15.3. Технология текущего ремонта скважин
- •15.4. Капитальный ремонт скважин
- •15.5. Новая технология ремонтных работ на скважинах
- •15.6. Ликвидация скважин
- •16. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
- •16.1. Особенности конструкций газовых скважин
- •16.2. Оборудование устья газовой скважины
- •16.3. Подземное оборудование ствола газовых скважин при добыче природного газа различного состава
- •16.4. Оборудование забоя газовых скважин
- •16.5. Расчет внутреннего диаметра и глубины спуска колонны НКТ в скважину
- •16.5.1. Определение внутреннего диаметра колонны НКТ
- •16.5.2. Определение глубины спуска колонны НКТ в скважину
- •16.6. Способы и оборудование для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин
- •16.7. Одновременная раздельная эксплуатация двух газовых пластов одной скважиной
- •СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ЗКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Выпрессовка насоса из его посадочного стакана осуществляется при значительных давлениях. Спуск и подъем свободного ГПН с глубины примерно 2000 м могут быть осуществлены одним человеком за 2 - 2,5 ч. Поднятый насос извлекается из скважины вместе с ловителем с помощью ручной лебедки и небольших талей. Это является большим преимуществом свободных ГПН. Однако наружный диаметр корпуса свободного ГПН должен быть всегда меньше внутреннего диаметра НКТ, поэтому свободные ГПН имеют всегда меньшую подачу, чем насосы, спускаемые на трубах, при прочих равных условиях.
На поверхности у устья скважины устанавливается силовой насос, нагнетающий рабочую жидкость в НКТ для привода ГПН. Причем имеются индивидуальные системы, когда на каждой скважине установлен силовой насос и групповые, когда один, более мощный силовой насос предназначен для нескольких скважин, оборудованных ГПН. Обычно в качестве силовых используются трехплунжерные вертикальные и горизонтальные насосы высокого давления различной мощности с приводом от электродвигателя или газового двигателя внутреннего сгорания. Плунжерные насосы снабжаются гильзами и плунжерами разного диаметра. Это позволяет в достаточно широком диапазоне ступенчато регулировать подачу рабочей жидкости и ее давление в пределах установленной мощности.
К числу поверхностных сооружений относятся сепарационные устройства и установка по очистке от песка и воды рабочей жидкости, так как для работы такого сложного агрегата с обилием точно пригнанных поверхностей и узких каналов требуется очень чистая рабочая жидкость. Это сильно удорожает и осложняет технику и практику эксплуатации скважин с помощью ГПН.
12.2. Подача ГПН и рабочее давление
Рассмотрим работу ГПН двойного действия, так как такие агрегаты являются наиболее современными. Обозначим: Рн - площадь поршня насоса, откачивающего пластовую жидкость; f - площадь сечения штока; S - ход поршня; n - число двойных ходов в минуту.
Подача насоса при ходе вниз
q1 Fн S ,
при ходе вверх
q2 (Fн f ) S .
Подача за один двойной ход
q q1 q2 (2 Fн f ) S .
Подача за n ходов будет в n раз больше, а в сутки в 24 x 60 = 1440 раз больше. Таким образом, теоретическая подача насоса в сутки будет равна
Qт 1440 (2 Fн |
f ) S n , |
(12.1) |
Вводя коэффициент |
подачи α, учитывающий |
различные потери (утечки через неплотности, |
незаполнение цилиндра из-за влияния газа, усадку нефти и др.), можно определить фактическую подачу ГПН двойного действия
Qф 1440 (2 Fн f ) S n . |
(12.2) |
352
ЗКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
По аналогии с (12.2) можно определить расход рабочей жидкости гидравлического двигателя двойного действия ГПН
Qр 1440 з (2 Fд f ) S n . |
(12.3) |
где Fд - площадь поршня двигателя; αз - коэффициент, учитывающий утечки рабочей жидкости в зазоре между цилиндром и поршнем, в клапанах, протечки жидкости в золотниковом устройстве и в муфтовых соединениях НКТ.
Силовой насос на поверхности должен обеспечить подачу Qр. Если силовой насос будет иметь подачу меньшую, то в соответствии с ней изменится и число ходов ГПН.
Поэтому, регулируя подачу силовою насоса на поверхности, можно изменить число ходов ГПН, а следовательно, и подачу всей установки. Изменение подачи силового насоса возможно только заменой плунжеров и втулок насоса, а также путем сбрасывания части рабочей жидкости из нагнетательного трубопровода назад в приемную часть насоса, т. е. дросселированием жидкости. Однако такой метод регулировки снижает к. п. д. установки.
Рабочее давление, развиваемое силовым насосом, обычно велико и составляет 10,0 МПа и более. Это давление определяется соотношением площадей поршней в двигателе ГПН и самом насосе, а также гидравлическими сопротивлениями в колонне НКТ и кольцевом пространстве. Определим рабочее давление силового насоса на устье скважины для ГПН двойного действия (рис. 12.5).
Рис. 12.5. Схема распределения давлений и действия сил в ГПН при ходе вниз
Сила Rд, действующая сверху на поршень гидравлического двигателя, при его ходе вниз должна уравновешиваться силой Rн, действующей на поршень насоса снизу, и силами трения r, возникающими в сальниках и на уплотнительных поверхностях при движении всей поршневой системы:
R д Rн r . |
(12.4) |
Но сила Rд - |
равнодействующая от силы R'д, действующей на поршень сверху, и силы R"д, |
действующей на поршень снизу в цилиндре двигателя ГПН, так что
353
ЗКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
R д R'д R'д' . |
(12.5) |
||
Обозначим: f1 |
- верхняя площадь поршня двигателя; f2 |
- нижняя площадь поршня двигателя, |
|
равная верхней за вычетом площади сечения штока; P1 - давление рабочей жидкости в полости над |
|||
поршнем; P2 - |
давление отработанной жидкости в полости под поршнем. |
||
Тогда |
|
|
|
R'д f1 |
Р1 , |
|
(12.6) |
R"д f2 |
Р2 |
, |
(12.7) |
Давление рабочей жидкости в цилиндре двигателя P1 (см. рис. 12.5) складывается из давления нагнетания рабочей жидкости на устье Pн, гидростатического давления столба рабочей жидкости в колонне НКТ от устья до глубины подвески ГПН Р'г, потерь давления на трение жидкости в НКТ Рт и потерь давления на трение рабочей жидкости в подводящих каналах и золотниковом устройстве двигателя n. Потери на трение Pт и n, очевидно, надо взять со знаком минус. Итак,
(12.8)
Давление отработанной жидкости под поршнем двигателя сложится из давления в выкидной линии на устье скважины Pу, гидростатического давления столба жидкости в кольцевом пространстве P"г, которая может иметь плотность, отличную от плотности рабочей жидкости, и поэтому, вообще говоря P'г ≠ P"г ,
потерь на трение Рк в кольцевом пространстве при движении по нему смеси из пластовой и отработанной жидкости и потерь на трении п в отводных каналах и золотнике двигателя, которые должны быть взяты со знаком плюс. Таким образом,
Р2 |
|
Ру |
Р"г |
Рк n . |
(12.9) |
|
Рассмотрим теперь силы и давления, возникающие над и под поршнем насосного цилиндра также |
||||||
при ходе поршня вниз. |
|
|||||
Сила R'н равна алгебраической сумме сил, действующих на поршень снизу и сверху, т. е, |
||||||
Rн Rн' |
Rн'' , |
(12.10) |
||||
где |
|
R'н |
- сила, действующая на нижнюю поверхность поршня; R"н - сила, действующая на |
|||
верхнюю поверхность поршня. Но |
|
|||||
R' |
|
F Р |
н1 |
, |
(12.11) |
|
н |
1 |
|
|
|
||
где F1 - |
нижняя площадь поршня насоса со стороны нагнетания жидкости при ходе вниз; Pн1 - давление |
на выкиде насоса, действующее на нижнюю поверхность поршня при его ходе вниз.
354
ЗКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Аналогично определится и сила R"н, действующая на верхнюю поверхность поршня насоса со стороны всасывания. Верхняя площадь поршня меньше нижней на величину сечения штока. Обозначим ее F2. Тогда
R |
" |
F Р |
н2 |
, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(12.12) |
|
|||||
|
н |
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
где Pн2 - |
давление над поршнем насоса при всасывании. |
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||||
Давление нагнетания |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
Рн1 Ру Р"г |
Рк |
m , |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(12.13) |
|
|||||||||||||||
где Pу, P"г и Pк |
- |
|
прежние, а m - |
потеря давления на трение в клапанах и отводных каналах насоса при |
||||||||||||||||||||||||||||
нагнетании. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Давление на стороне всасывания равно |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||
Рн2 Рпр m , |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(12.14) |
|
||||||||||
где Pпр - |
давление на приеме насоса, т. е. на глубине погружения. |
|
||||||||||||||||||||||||||||||
Подставляя |
|
(12.14) |
в |
|
(12.12) и (12.13) |
в (12.11) |
и далее все в (12.10), получим |
|||||||||||||||||||||||||
R |
н |
F (Р |
у |
Р" |
Р |
к |
m) F |
2 |
(Р |
пр |
m) . |
|
(12.15) |
|||||||||||||||||||
|
|
1 |
|
|
|
|
|
г |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
Подставляя |
|
(12.8) в |
(12.6) |
и (12.9) |
в |
|
(12.7) и далее все в (12.5), получим |
|||||||||||||||||||||||||
R |
д |
f |
1 |
(Р |
н |
Р' |
Р |
т |
n) f |
(Р |
у |
Р" |
Р |
к |
n) . |
(12.16) |
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
г |
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
г |
|
|
|
|||||||||
Далее (12.15) и (12.16) |
подставим в (12.4) |
и получим |
|
|
||||||||||||||||||||||||||||
f1 Рн Рг' |
Рт n f2 Ру Р"г |
Рк n |
(12.17) |
|||||||||||||||||||||||||||||
F (Р |
|
Р" |
Р |
|
|
m) F |
|
(Р |
|
|
|
m) r |
|
|
||||||||||||||||||
у |
к |
2 |
пр |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||
|
|
1 |
|
|
|
|
|
г |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
Решая (12.17) относительно искомого Pн, получим |
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
Рн |
F1 (Ру Р"г |
Рк m) f2 Ру Р"г Рк n |
|
|||||||||||||||||||||||||||||
|
|
f1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
f1 |
|
|
|
|
|
|
|
. |
(12.18) |
|||
|
F2 (Рпр m) |
|
r |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
Рг' |
Рт n |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||
|
f1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
f1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Потери давления на трение рабочей жидкости в каналах двигателя n и потери давления на трение пластовой жидкости в каналах насоса m, вообще говоря, малы и можно считать n = m. Тогда из (12I.18) получим давление нагнетания насоса при ходе поршневой группы вниз
Рн |
(F1 f2 ) (Ру Р"г Рк m) |
F2 (Рпр m) |
r |
Рг' |
Рт n . |
(12.19) |
|
||||||
|
f1 |
f1 |
f1 |
|
|
Рассуждая аналогично, можно легко получить формулу для давления нагнетания силового насоса Pн
при ходе поршневой группы ГПН вверх. Для этого необходимо учесть, что при ходе вверх давление P1
355
ЗКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
будет действовать на нижнюю поверхность f2 поршня двигателя, а давление на выкиде P2 - на верхнюю поверхность f1.
В цилиндре насоса давление нагнетания Pн1 будет действовать на верхнюю поверхность поршня насоса F2, а давление всасывания Pн2 - на нижнюю поверхность f1.
С учетом сказанного формула для давления нагнетания силового насоса Pн при ходе вверх будет иметь следующий вид:
Рн |
(F2 f1) (Ру Р"г Рк m) |
F1 (Рпр m) |
r |
Рг' |
Рт n . |
(12.20) |
|
||||||
|
f2 |
f2 |
f2 |
|
|
Как видим, формула (12.20) аналогична формуле (12.19), но величины площадей F1 и F2, а также f1 и
f2 меняются местами.
Гидропоршневые насосы - сложные установки. Они требуют размещения на поверхности у скважины силовых насосов трансформатора, станций управления и защиты. Кроме того, сложны сепарационные и очистные сооружения для подготовки рабочей жидкости. Это является одной из причин, сдерживающих их широкое распространение. Однако с помощью ГПН легко осуществляется эксплуатация наклонных скважин, в которых работа штанговых насосов иногда оказывается совершенно невозможной. В настоящее время на отечественных промыслах эксплуатируется несколько установок ГПН в порядке накопления опыта работы с ними и выяснения возможности их эксплуатации на промыслах Сибири и Севера.
356