- •Томский политехнический университет Эксплуатация нефтяных и газовых скважин Курс лекций
 - •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
 - •2.2. 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
 - •Основные характеристики бкнс
 - •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
 - •10.1. Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение
 - •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
 - •Характеристики штанг и муфт
 - •10.4.3. Насосные трубы
 - •Характеристики насосно-компрессорных труб
 - •10.4.4. Оборудование устья скважины
 - •10.4.5. Канатная подвеска
 - •10.4.6. Штанговращатель
 - •10.4.7. Станки-качалки (ск)
 - •Техническая характеристика станков-качалок
 - •10.5. Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными установками
 - •10.5.1. Эхолот
 - •10.5.2. Динамометрия шсну
 - •- Перо геликсной пружины, 7 - геликсная пружина, 8 - капиллярная трубка, соединяющая геликсную пружину с полостью силоизмерительной камеры - 9, 10 - нажимной диск,
 - •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
 - •Характеристика кабелей, применяемых для упцэн
 - •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
 - •Гидравлический разрыв пласта.
 - •15.2. Подъемные сооружения и механизмы для ремонта скважин
 - •- Опоры мачты; 2 - пульт управления; 3 - барабан лебедки;
 - •- Кулисный механизм для подъема мачты; 5 - опоры мачты в рабочем положении;
 - •- Плашка; 6 - опроный фланец; 7 - водило; 8 - вал вилки включения маховика;
 - •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
 - •17. Системы промыслового сбора и подготовки нефти и природного газа
 - •17.1. Системы сбора скважинной продукции
 - •17.2. Промысловая подготовка нефти
 - •17.2.1. Дегазация
 - •17.2.2. Обезвоживание
 - •17.2.3. Обессоливание
 - •17.2.4. Стабилизация
 - •17.2.5. Установка комплексной подготовки нефти
 - •17.3. Системы промыслового сбора природного газа
 - •1, 9, 11, 12 - Насосы; 2,5 - теплообменники; 3 - отстойник; 4 - электродегидратор;
 - •VIII- установка подготовки газа; гсп- групповой сборный пункт; цсп-
 - •17.4. Промысловая подготовка газа
 - •17.4.1. Очистка газа от механических примесей
 - •17.4.2. Осушка газа
 - •17.4.3. Очистка газа от сероводорода
 - •17.4.4. Очистка газа от углекислого газа
 - •Список рекомендуемой литературы
 
Техническая характеристика станков-качалок
Станок-качалка  | 
		Длина хода штока, м  | 
		Кинематические размеры, м  | 
		Наибольший радиус кривошипа R  | 
		Габаритные размеры, м  | 
		Масса комплекта, кг  | 
	|||||
Переднее плечо k1  | 
		Заднее плечо k  | 
		Длина шатуна l  | 
		Радиус дальнего отверстия кривошипа l  | 
		Длина l  | 
		Ширина B  | 
		Высота H  | 
	||||
1 СК2-0,6-250  | 
		0,3; 0,45; 0,6  | 
		0,74  | 
		0,74  | 
		0,84  | 
		0,295  | 
		0,365  | 
		3,15  | 
		1,15  | 
		2,0  | 
		1600  | 
	
2 СКЗ-1,2-630  | 
		0,6; 0,75; 0,9; 1,05; 1,2  | 
		1,2  | 
		1,2  | 
		1,43  | 
		0,57  | 
		1,0  | 
		4,2  | 
		1,35  | 
		3,3  | 
		3850  | 
	
3 СК4-2,1-1600  | 
		0,9; 1,2; 1,5; 1,8; 2,1  | 
		2,1  | 
		1,5  | 
		1,8  | 
		0,72  | 
		1,3  | 
		5,9  | 
		1,7  | 
		4,8  | 
		7200  | 
	
4 СК5-3-2500  | 
		1,3; 1,8; 2,1; 2,5; 3,0  | 
		3,0  | 
		2,1  | 
		2,5  | 
		1,0  | 
		1,6  | 
		7,4  | 
		1,85  | 
		5,55  | 
		9900  | 
	
5 CK6-2,1-2500  | 
		0,9; 1,2; 1,5; 1,8; 2,1  | 
		2,1  | 
		2,1  | 
		2,5  | 
		1,0  | 
		1,6  | 
		6,5  | 
		1,85  | 
		5,1  | 
		9600  | 
	
6 CK8-3,5-4000  | 
		1,8; 2,1; 2,5; 3,0; 3,5  | 
		3,5  | 
		2,5  | 
		3,0  | 
		1,2  | 
		1,95  | 
		8,5  | 
		2,25  | 
		6,65  | 
		15100  | 
	
7 CK12-2,5-4000  | 
		1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 2,5  | 
		2,5  | 
		2,5  | 
		3,0  | 
		1,2  | 
		1,95  | 
		7,5  | 
		2,25  | 
		6,4  | 
		14800  | 
	
8 CK8-3,5-5600  | 
		1,8; 2,1; 2,5; 3,0; 3,5  | 
		3,5  | 
		2,5  | 
		3,0  | 
		1,2  | 
		1,95  | 
		8,5  | 
		2,25  | 
		6,65  | 
		15600  | 
	
9 CKIO-3-5600  | 
		1,5; 1,8; 2,1; 2,5; 3,0  | 
		3,0  | 
		2,5  | 
		3,0  | 
		1,2  | 
		1,95  | 
		8,0  | 
		2,25  | 
		6,65  | 
		15450  | 
	
10 CKIO-4,5-8000  | 
		2,3; 2,7; 3,3; 3,9; 4,5  | 
		4,5  | 
		3,5  | 
		4,2  | 
		1,67  | 
		2,36  | 
		10,55  | 
		2,6  | 
		9,00  | 
		24900  | 
	
11 CK12-3,5-8000  | 
		1,8; 2,1; 2,5; 3,0; 3,5  | 
		3,5  | 
		3,5  | 
		4,2  | 
		1,67  | 
		2,36  | 
		9,55  | 
		2,6  | 
		8,5  | 
		24800  | 
	
12 CK15-6-12500  | 
		3,0; 3,5; 4,5; 5,2; 6,0  | 
		6,0  | 
		4,2  | 
		5,0  | 
		2,0  | 
		3,2  | 
		13,2  | 
		3,1  | 
		11,5  | 
		34800  | 
	
13 CK20-4,5-12500  | 
		2,3; 2,7; 3,8; 3,9; 4,5  | 
		4,5  | 
		4,2  | 
		5,0  | 
		2,0  | 
		3,2  | 
		11,7  | 
		3,1  | 
		10,7  | 
		34500  | 
	
Кроме описанных балансирных станков-качалок существует много других индивидуальных приводов для штанговых насосных установок, не получивших, однако, широкого распространения. К числу таких приводов можно отнести безбалансирные станки-качалки, в которых возвратно-поступательное движение штанг осуществляется с помощью цепи или канатов, перекинутых через шкивы-звездочки, укрепленные на наклонной к устью скважины пирамиде-опоре. Канатная подвеска (или цепь) прикрепляется к штангам, а другим концом к кривошипу редуктора.
При вращении вала редуктора и укрепленных на валу кривошипов канаты подвески и колонна штанг совершают возвратно-поступательное движение. Отсутствие тяжелого высоко-поднятого на пирамиде-стойке балансира позволяет уменьшить массу безбалансирных станков и несколько улучшить кинематику привода. Безбалансирные СК уравновешиваются с помощью противовесов, укрепляемых на кривошипе, как и у балансирных СК. Однако центр тяжести противовеса имеет по отношению к точке прикрепления шатунов угловое смещение, зависящее от наклона линии, соединяющей центры вращения шкивов на опоре и оси главного вала кривошипа.
Существуют балансирные СК с гидропневматическим и пневматическим уравновешиванием. Эти станки более компактные, чем обычные балансирные, имеют более плавный ход, меньшие инерционные нагрузки. Однако они сложнее в изготовлении, дороже и, несмотря на некоторое уменьшение габаритных размеров, более металлоемки. Уравновешивание в них достигается как за счет использования роторных противовесов, так и за счет сжатия воздуха в специальном цилиндре с перемещающимся в нем поршнем. Кроме того, на СК с пневматическим уравновешиванием обязательно имеется небольшой одноцилиндровый компрессор для подкачки воздуха в систему уравновешивания.
Разработаны гидравлические качалки, состоящие из длинного цилиндра и движущегося в нем поршня, соединенного непосредственно с колонной штанг. Цилиндр устанавливается вертикально над устьем скважины. Возвратно-поступательное движение поршня и штанг достигается путем переключения золотниковым устройством нагнетаемой силовым насосом жидкости в полости цилиндра. В качестве силового используется обычно шестеренчатый насос с приводом от электродвигателя. Уравновешивание осуществляется за счет противоположного по фазе перемещения насосных груб с гидравлической подвеской. Гидравлические качалки очень компактны, имеют массу в 2 - 2,5 раза меньшую, чем обычные балансирные СК, плавный ход, однако существенным их недостатком является перемещение НКТ, дополнительные уплотнительные сальниковые элементы и длинные силовые цилиндры, изготовление которых требует совершенной технологии.
