- •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
11.6. Определение глубины подвески пцэн c помощью кривых распределения давления
Глубина подвески насоса и условия работы ЭЦЭН как на приеме, так и на его выкиде довольно просто определяется с помощью кривых распределения давления вдоль ствола скважины и НКТ. Предполагается, что методы построения кривых распределения давления P(х) уже известны из общей теории движения газожидкостных смесей в НКТ.
Если дебит задан, то из формулы (11.2) (или по индикаторной линии) определяется забойное давление Pс, соответствующее этому дебиту. От точки Р = Рс строится график распределения давления (по шагам) Р(х) по схеме «снизу вверх». Кривая Р(х) строится для заданного дебита Q, газового фактора Г0 и прочих данных, таких как плотность жидкости, газа, растворимость газа, температура, вязкость жидкости и др., учитывая при этом, что от забоя газожидкостная смесь движется по всему сечению обсадной колонны.
На рис. 11.10 показана линия распределения давления P(х) (линия 7), построенная снизу вверх от точки с координатами Рс, H.
Рис. 11.10. Определение глубины подвески ПЦЭН и условий его работы с помощью
построения кривых распределения давления: 1 - Р(х) - построенная от точки Рс;
2 - β(х) - кривая распределения газосодержания; 3 - Р(х), построенная от точки Ру;
ΔР - перепад давлений, развиваемый ПЦЭН
В процессе вычисления по шагам значений Р и х в качестве промежуточной величины для каждого шага получаются значения расходной газонасыщенности β. По этим данным, начиная с забоя, можно построить новую кривую β(x) (рис. 11.10, кривая 2). При забойном давлении, превышающем давление насыщения Pс > Pнас, линия β(х) будет иметь своим началом точку, лежащую на оси ординат выше забоя, т. е. на той глубине, где давление в стволе скважины будет равно или меньше Pнас.
При Рс < Рнас свободный газ будет присутствовать на забое и поэтому функция β(x) при х = Н уже будет иметь некоторое положительное значение. Абсцисса точки А будет соответствовать начальной газонасыщенности β на забое (х = Н).
При уменьшении х β будет возрастать в результате уменьшения давления.
Построение кривой P(х) должно быть продолжено до пересечения этой линии 1 с осью ординат (точка б).
Выполнив описанные построения, т. е. построив линии 1 и 2 от забоя скважины, приступают к построению кривой распределения давления P(х) в НКТ от устья скважины, начиная от точки х = 0 P = Pу, по схеме «сверху вниз» по шагам по любой методике и в частности по методике, описанной в общей теории движения газожидкостных смесей в трубах (глава 7). Вычисление производится для заданного дебита Q, того же газового фактора Г0 и других данных, необходимых для расчета.
Однако в этом случае кривая P(х) рассчитывается для движения ГЖС по НКТ, а не по обсадной колонне, как в предыдущем случае.
На рис. 11.10 функция P(х) для НКТ, построенная сверху вниз, показана линией 3. Линия 3 должна быть продолжена вниз либо до забоя, либо до таких значений х, при которых газонасыщенность β становится достаточно малой (4 - 5%) или даже равной нулю.
Поле, лежащее между линиями 1 и 3 и ограниченное горизонтальными линиями I - I и II - II, определяет область возножных условий работы ПЦЭН и глубины его подвески. Расстояние по горизонтали между линиями 1 и 3 в определенном масштабе определяет перепад давлений ΔP, который должен сообщить потоку насос, чтобы скважина работала с заданным дебитом Q, забойным давлением Pc и устьевым давлением Pу.
Кривые на рис. XI. 10 могут быть дополнены кривыми распределения температур t(х) от забоя до глубины подвески насоса и от устья также до насоса с учетом скачка температуры (расстояние в - е) на глубине подвески ПЦЭН, происходящего от тепловой энергии, выделяемой двигателем и насосом. Этот температурный скачок можно определить, приравнивая потери механической энергии в насосе и электродвигателе к приращению тепловой энергии потока. Полагая, что переход механической энергии в тепловую совершается без потерь в окружающую среду, можно определить приращение температуры жидкости в насосном агрегате.
. (11.11)
Здесь с - удельная массовая теплоемкость жидкости, Дж/кг-°С; ηн и ηд - к. п .д. насоса и двигателя соответственно.
Тогда температура жидкости, покидающей насос, будет равна
,
где tпр - температура жидкости на приеме насоса.
При отклонении режима работы ПЦЭН от оптимального к. п. д. будет уменьшаться и нагрев жидкости будет увеличиваться.
Для того чтобы выбрать типоразмер ПЦЭН, необходимо знать дебит и напор.
При построении кривых Р(х) (см. рис. 11.10) дебит должен быть задан. Перепад давлений на выкиде и приеме насоса при любой глубине его спуска определяется как расстояние по горизонтали от линии 1 до линии 3. Этот перепад давлений необходимо перевести в напор, зная среднюю плотность жидкости ρ в насосе. Тогда напор будет
. (11.12)
Плотность жидкости ρ при обводненной продукции скважины определяется как средневзвешенная [формула (11.6)] с учетом плотностей нефти и воды при термодинамических условиях насоса.
По данным испытаний ПЦЭН при работе на газированной жидкости установлено, что при газосодержании на приеме насоса 0 < βпр < 5 - 7% напорная характеристика практически не изменяется. При βпр > 5 - 7 % напорные характеристики ухудшаются и в расчетный напор необходимо вносить поправки. При βпр , доходящих до 25 - 30%, происходит срыв подачи насоса. Вспомогательная кривая β(х) (см. рис. 11.10, линия 2) позволяет сразу определять газосодержание на приеме насоса при различной глубине его спуска.
Определенные по графикам подача и необходимый напор должны соответствовать выбранному типоразмеру ПЦЭН при работе его на оптимальном или рекомендованных режимах.