Оглавление

1.Методы снижения пускового давления. Пусковые клапаны, механические и с газовой камерой. Расчет и тарировка пусковых клапанов. 2

2.Эксплуатация нефтяных скважин глубинными насосами. Штанговая глубиннонасосная установка и принцип ее действия. Оборудование насосных скважин. Производительность глубинного насоса. 5

3.Коэффициент наполнения ШСНУ и факторы, его определяющие. Влияние газа на работу глубинного насоса. Газовые и песочные якоря. Коэффициент подачи глубиннонасосной установки. 7

4.Работа штанг в скважине, нагрузки на них. Упругие деформации штанг и труб под действием статических нагрузок. 12

5.Особенности исследования насосных скважин. Динамометрия. Эхометрирование. 14

6.Эксплуатация скважин установками погружных центробежных электрических насосов (УЭЦН). Область применения. Преимущества и недостатки. Схема УЭЦН и принцип работы. 15

7.Влияние вязкости жидкости на отбор УЭЦН. Влияние газа на работу УЭЦН. Оптимальное, допустимое и предельное давление на приеме насоса. 17

1. Методы снижения пускового давления. Пусковые клапаны, механические и с газовой камерой. Расчет и тарировка пусковых клапанов.

Численная величина пускового давления может быть самой различной, а иногда достигать достаточно высоких значений. В нефтепромысловом хозяйстве может отсутствовать компрессорная техника с созданием соответствующего пускового давления.

Предпочтительным является подход, базирующийся на снижении величины пускового давления. Анализ общей зависимости пускового давления показывает, что снижение пускового давления возможно при:

— поглощении жидкости пластом (Кп>0);

— снижении погружения башмака под уровень жидкости (hn);

— снижении плотности жидкости (рж);

— снижении f в сравнении с fв, т.е. при подборе соответствующих диаметров колонн НКТ.

В настоящее время на практике используют следующие методы снижения пускового давления:

Метод задавки жидкости в пласт

Этот метод дает положительные результаты для скважин с высокими фильтрационно-емкостными характеристиками пласта, т.е. тогда, когда при репрессии жидкость быстро поглощается пластом. Если обозначить максимальный объем жидкости в скважине через V_ж.макс (пренебрегая толщиной стенок колонн НКТ, спущенных в скважину), то при известных глубине скважины L_c, начальном статическом уровне Н_ст0 и внутреннем диаметре скважины D_вн максимальный объем жидкости таков (м3):

(8.22)

С момента начала задавки жидкости в пласт, например, за счет подачи в скважину компримированного газа при давлении закачки Р_зак, статический уровень жидкости возрастает и его положение зависит от времени закачки t, т.е. Н_ст = f(t). Совершенно очевидно, что и объем жидкости в скважине снижается во времени,т.е. V_ж =f(t):

(8.23)

(8.24)

При ΔР(t) = 0 задавка жидкости в пласт прекращается, а статический уровень достигает своего максимального значения Н_{ст.макс}(t).

откуда

Метод свабирования

Метод базируется на снижении погружения башмака подъемника под уровень жидкости за счет спуска в НКТ современного сваба с большой длиной хода и отбора определенного объема жидкости из скважины с последующей закачкой компримированного газа. При свабировании понижается погружение hn и, как это следует из формулы пускового давления, величина этого давления снижается.

Метод последовательного допуска труб

Может быть применен в скважинах с низким коэффициентом продуктивности, является достаточно трудоемким и, в определен ной степени, опасным. Суть этого метода заключается в следующем. Башмак подъемника спускается на такую глубину, при которой можно оттеснить уровень жидкости исходя из располагаемого давления закачкиP зак. Для этого используем формулу пускового давления, полагая Рпуск = Рж.

Метод переключения с одной системы закачки на другую

Этот метод зависит от соотношения f_з/f_в и базируется на соответствующем подборе диаметров колонн НКТ, т.е.система закачки газа (с минимальным пусковым давлением). Эффективность этого метода снижения пускового давления всецело определяется f_з/f_в

Метод пусковых отверстий

По физической сущности процессов после прорыва газа в одъемник этот метод принципиально не отличается от метода последовательного допуска труб. Технологическим отличием является то, что прорыв газа в подъемник осуществляется не через башмак подъемника, а через специальные пусковые отверстия, размещенные на расчетных глубинах по длине подъемника ниженачального статического уровня На 0. Местоположение пусковых отверстий и их количество зависят от располагаемого рабочего давления Р и глубины спуска башмака Нб.

Многообразие глубинных клапанов можно классифицировать по следующим признакам:

1.1. Пусковые.

1.2. Рабочие.

1.3. Концевые.

Пусковые клапаны предназначены, в основном, для запуска газлифтных скважин в эксплуатацию, но широко применяются и при других способах эксплуатации; например, для повышения эффективности работы скважин при явлении пульсации (сглаживание пульсаций).

Рабочие клапаны предназначены для ввода газа в подъемник при газлифтной эксплуатации.

Концевые клапаны предназначены для поддержания рабочего уровня жидкости ниже этого клапана и обеспечивают равномер ное поступление газа в подъемник через клапан при изменении расчетных параметров газлифта, предотвращая явление пульсации. Устанавливаются эти клапаны вблизи башмака подъемника.

Известны два метода расчета расстановки газлифтных (пусковых и рабочего) клапанов: аналитический и графический.

Аналитический метод. Принципиально он не отличается от метода расчета пусковых отверстий, рассмотренного ранее. Количество пусковых клапанов и их местоположение зависит от давления, создаваемого компрессором Рку, глубины спуска башмака подъемника Нб, типа используемого клапана и т.п. Глубина установки первого клапана определяется из уравнения баланса давлений до клапана Рк (со стороны затрубного пространства) и после Рт (со стороны подъемника), точное выражение которого следующее:

Рк = Рку + Рг – ΔРтр г = Рж + Ру + ΔРтр ж + ΔРкл = Рт (1)

где Рку — давление, создаваемое компрессором в затрубном про-

странстве на устье скважины, Па;

Рг — давление, создаваемое весом газа, Па;

∆Ртр.г — потери давления на трение газа в затрубном пространстве,Па;

Рж — давление столба жидкости в подъемнике, Па;

Ру— давление в подъемнике на устье скважины, Па;

Дг^ ж — потери давления на трение жидкости в подъемнике, Па;

∆Ркл — потери давления в клапане, Па

Из выражения (1) определяют hп1, а первый пусковой клапан на глубине:

Нк 1 = hп1 + Нст 0, (2)

Любой последующий клапан:

Нкi = hпi + Hк(i-1) (3)

Графический метод. Этот метод базируется на использовании кривых распределения давления в подъемнике при работе подъемника на выбранном режиме Qoпm или Qмакс, на распределении давления газа в затрубном пространстве скважины (при прямой закачке) или давления газа в подъемнике (при обратной закачке), а также на распределении температуры в скважине. Кроме того, необходимо иметь изменение гидростатического давления жидко сти по глубине скважины, начиная с величины пластового давления Р ш.

Давление тарировки Ртар — внешнее давление, при котором открывается клапан в стандартных условиях, определяется следующим образом: