Область применения и принцип работы

22. НАЗНАЧЕНИЕ И МЕТОДЫ ОТБОРА ПРОБ СЕМЯН

23. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСТОТЫ СЕМЯН

24. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВСХОЖЕСТИ И ЭНЕРГИИ ПРОРАСТАНИЯ СЕМЯН

25. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЖИЗНЕСПОСОБНОСТИ СЕМЯН

26. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАССЫ 1000 СЕМЯН

27. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЛАЖНОСТИ СЕМЯН

28. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАСЕЛЕННОСТИ СЕМЯН ВРЕДИТЕЛЯМИ

29. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАРАЖЕННОСТИ СЕМЯН БОЛЕЗНЯМИ

30. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫРАВНЕННОСТИ СЕМЯН ЗЕРНОВЫХ КУЛЬТУР

31. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТРАВМИРОВАННОСТИ СЕМЯН

32. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ СИЛЫ РОСТА СЕМЯН

33. КОМПЛЕКСНАЯ ОЦЕНКА КАЧЕСТВА СЕМЯН

34. ВЫЧИСЛЕНИЕ ПОСЕВНОЙ ГОДНОСТИ И РАСЧЕТ НОРМ ВЫСЕВА СЕМЯН

35. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ РАСЧЕТА ПРОГРАММИРОВАНИЯ УРОЖАЙНОСТИ ПОЛЕВЫХ КУЛЬТУР ПО ФАР

36. МЕТОДИКА РАСЧЕТА ДЕЙСТВИТЕЛЬНО ВОЗМОЖНОГО УРОЖАЯ (ДВУ) ПОЛЕВЫХ КУЛЬТУР С УЧЕТОМ ЛИМИТИРУЮЩЕГО ФАКТОРА

37. МЕТОДИКА РАСЧЕТА КОЭФФИЦИЕНТА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ФОТОСИНТЕТИЧЕСКИ АКТИВНОЙ СОЛНЕЧНОЙ РАДИАЦИИ (К_фар.) ПРИ ФАКТИЧЕСКОЙ УРОЖАЙНОСТИ

38. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИТОМЕТРИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПОСЕВА ЗАДАННОЙ ПРОДУКТИВНОСТИ...............................................

39 РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ СТРУКТУРЫ УРОЖАЯ ПОЛЕВЫХ КУЛЬТУР ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УРОВНЯХ УРОЖАЙНОСТИ

40. МЕТОДИКА РАСЧЕТА ДОЗ УДОБРЕНИЙ НА ПРОГРАММИРУЕМЫЙ УРОЖАЙ. РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ УДОБРЕНИЙ ПОД С/Х КУЛЬТУРЫ

ЗАДАЧИ ПО ПРОГРАММИРОВАНИЮ УРОЖАЕВ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ КУЛЬТУР

ПРИЛОЖЕНИЯ

ЛИТЕРАТУРА

МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Тюменский государственный нефтегазовый университет

Институт нефти и газа

Стрекалов А.В.

УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ

По курсу

«Эксплуатация нефтяных и газовых скважин»

Тюмень 2004 ПРЕДИСЛОВИЕ

Данное методическое руководство предназначено для использования в учебном процессе проведения практических и лабораторных занятий по дисциплинам связанным с изучением эксплуатации нефтяных скважин и скважинной добычи нефти.

Основной целью данного руководства является повышение квалификационного уровня студентов в плане понимания технологии механизированной и фонтанной добычи нефти, а также цели, задачи и технологии проведения гидродинамических исследований.

Для студентов желающих получить более углубленные знания в проблемах эксплуатации скважин приводится детальное рассмотрение алгоритмов и методов обработки данных гидродинамических исследований.

В конце приводится практические задания, решение которых дает наиболее общие навыки гидравлических расчетов.

СОДЕРЖАНИЕ

1.ПОГРУЖНЫЕ ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ ЭЛЕКТРОНАСОСЫ 4

Область применения и принцип работы 4

Устройство центробежного погружного электронасоса 6

Электродвигатель 8

Кабель 9

Станция управления 10

2 ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН ЭКСПЛУАТИРУЮЩИХСЯ УСШН 13

Назначение и технические данные УСШН 16

Технические характеристики ШГН 18

Технические характеристики наземного привода 19

Основные характеристики насосных штанг 21

Оборудование диагностики УСШН 22

Обслуживание УСШН 24

3.ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН ПРИ ФОНТАННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ 26

Оборудование устья фонтанных скважин 26

Регулирование режима эксплуатации фонтанных скважин 30

4. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН 31

Гидродинамическое несовершенства скважин 31

5.ОБЗОР ОСНОВНЫХ МЕТОДОВ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ 36

5.1.МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН НА УСТАНОВИВШЕМСЯ

ПРИТОКЕ 38

Методика проведения исследований 38

Форма индикаторных линий 43

5.2.ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН ПРИ НЕУСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ 47

Факторы, определяющие форму кривых восстановления давления 55

Осложнения, связанные со снятием КВД в скважинах механизированного фонда 55

5.3.НЕКОТОРЫЕ ВОПРОСЫ ИССЛЕДОВАНИЯ МЕХАНИЗИРОВАННОГО ФОНДА СКВАЖИН 57

5.4.ГИДРОПРОСЛУШИВАНИЕ ПЛАСТОВ 60

ПРАКТИКУМ 71

1. ПОГРУЖНЫЕ ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ ЭЛЕКТРОНАСОСЫ

Область применения и принцип работы

Погружные многоступенчатые центробежные электронасосы применяют для эксплуатации глубоких скважин с низкими уровнями и высокими коэффициентами продуктивности, обычная глубинно-насосная штанговая эксплуатация, которая часто нарушается обрывами штанг и другими неполадками при ограничении производительности насосов, а компрессорная эксплуатация неэффективна ввиду слишком малых погружений подъемника при больших удельных расходах рабочего агента.

Эти насосы весьма целесообразно применять в скважинах, где необходимо осуществить высокие и форсированные отборы жидкости. Не рекомендуется применять погружные центробежные электронасосы в скважинах:

а) в жидкостях, которых содержится значительное количество песка, вызывающего быстрый износ рабочих деталей насоса;

б) с большим количеством свободного газа, снижающего производительность насоса. Содержание свободного газа у первой ступени насоса не должна превышать 2% от объема перекачиваемой жидкости. Повышение содержание свободного газа приводит к снижению напора, подачи, к.п.д., а работа насоса становится крайне неустойчивой.

Погружные центробежные электронасосы предназначены для спуска в обсадные колонны диаметром 146 мм (внутренний диаметр не менее 144 мм); насосы, как и электродвигатели, имеют малые диаметры, но сильно развиты по длине.

Установка бесштангового погружного центробежного электронасоса (рис 1.1) состоит из подземного и наземного оборудования.

В подземное оборудование входит погружной многоступенчатый вертикальный центробежный насос 4, электродвигатель 1 специальной конструкции, протектор 2, специальный кабель 5 для подачи электроэнергии к двигателю, обратный клапан и устройство для спуска жидкости из насосно-компрессорных труб во время их подъема.

К наземному оборудованию относится кабельный барабан 7, направляющий ролик 6 с пружинным амортизатором, подвесная шайба и устьевая арматура. Помимо этого имеются различные вспомогательные приспособления (подставка, хомут-элеватор, насосы для заправки жидкого и густого масла и др.).

Подземная часть установки погружного центробежного электронасоса – многоступенчатый центробежный насос 4,электродвигатель 1 и протектор 2, устанавливаемый между двигателем и насосом, - для удобства спуска в скважину расположена на одном валу.

Все узлы агрегата (насос, электродвигатель, протектор) имеют самостоятельные валы на подшипниках. Валы соединяются друг с другом шлицевыми муфтами. Электродвигатель и насос помещены в герметичные стальные кожухи. В нижней части насоса установлен сетчатый фильтр 3,через который из скважины на прием насоса поступает жидкость, проходит через все ступени насоса и по насосно-компрессорным трубам подается на поверхность. Корпусы насоса, протектора и электродвигателя соединены фланцами. Собранный агрегат спускают в скважину на насосных трубах, причем параллельно с последними в скважину опускается сматываемый с барабана гибкий бронированный кабель для подвода электроэнергии к двигателю. Кабель крепят к наружной стороне труб хомутами. Сечение кабеля и его длина зав зависит от глубины спуска, типа и конструкции насоса.

Во избежание слива жидкости из труб обратно в скважину при остановке агрегата на выкиде (между насосом и насосными трубами) устанавливают обратный клапан.

Это также позволяет предварительно, до пуска насоса в работу, заполнить колонну насосных труб жидкостью. Находящийся в насосных трубах столб жидкость облегчает пуск насоса и предотвращает работу электродвигателя с перегрузкой.

Кроме обратного клапана, на первой трубе выше насоса под обратным клапаном устанавливают спускное устройство (сливной клапан), при помощи которого обеспечивается слив жидкости из труб в скважину перед подъемом на поверхность насосного агрегата.

Устройство центробежного погружного электронасоса

Погружной центробежный электронасос (Рис.1.2) состоит из ряда рабочих бронзовых или литых из легированного чугуна, пластмассы или капрона колес 10 и направляющих аппаратов 11, отлитых из специального легированного чугуна, монтируемых одно над другим на общем вертикальном валу 8.Направляющий аппарат и рабочее колесо составляют одну ступень насоса. Направляющие аппараты 11 во избежание проворота закреплены в корпусе насоса 13 специальной гайкой 7; рабочие колеса 10 насажены на вал 8 на шпонке 9, что предотвращает проворот их относительно вала, но они могут свободно перемещаться вдоль вала. Вал 8 поддерживается двумя подшипниками, верхним 6, радиально скользящим, и нижним 16, радиально упорным шариковым. Для уменьшения трения между колесами и направляющим аппаратом проложены текстолитовые прокладки 12.

Из-за малого диаметра насоса при необходимости создания высокого напора общее число ступеней насоса колеблется в пределах от 81 до 412.В В корпусе насоса длиной 5.5 м может разместиться 200-260 ступеней, способных создавать напор до 800-900 м. При большем числе ступеней насосы обычно состоят из двух, а иногда и трех секций. Нижний конец вала против фильтра проходит через сальниковое уплотнение 14, являющееся ответственным узлом в насосе, состоящее из набора свинцово-графитовых колец и резиновых уплотнительных шайб, изготовленных из специальной нефтестойкой и износостойкой резины необходимой твердости, разделенных промежуточными бронзовыми втулками.

Верхняя часть насоса имеет ловильную головку 3 с внутренней резьбой, при помощи которой он соединен с насосными трубами.

Смазка подшипников и сальника консистентная; смазывание – из верхней камеры протектора. Пространство между сальником насоса и корпусом электродвигателя заполнено смазкой, которая отделяет маловязкое масло от сальника насоса.

Предохранительное устройство – протектор

Устройство (Рис. 1.3) служит для защиты электродвигателя от попадания в него откачиваемой из скважины жидкости. При помощи протектора обеспечиваются пополнение утечки масла в электродвигателе, смазка специальным ,густым маслом упорного подшипника (высокая вязкость масла снижает уровень утечек) и создается внутри электродвигателя давление, превышающее гидростатическое давление в скважине на 20000-200000 Па.

Протектор состоит из двух камер: верхней, содержащей консистентную смазку, и нижней, заполняемой трансформаторным или кабельным маслом. В обеих камерах посредством пружины 8 и поршня 9 поддерживается давление, превышающее давление погружения насоса под динамический уровень.

Электродвигатель

Для привода погружных центробежных насосов применяют специальные асинхронные двигатели трехфазного тока в герметичном исполнении мощностью от 10 до 1ОО кВт., которые при частоте тока 50 Гц развивают 2800 - 2850 об/мин.

В зависимости от мощности длина двигателя может колебаться от 5 до 10 м. Диаметр изготовляемых электродвигателей - 103, 119,123 и 135 мм, что позволяет спускать их в эксплуатационные колонны с минимальным внутренним диаметром 122 и 144 мм. Электродвигатель состоит из статора и ротора. Статор, помещаемый в стальной трубе, состоит из последовательно чередующихся магнитных пакетов и немагнитных секций. Обмотка статора - общая для всех пакетов, изоляция которой выполнена из масло- и тепло- стойких материалов.

Ротор двигателя состоит из нескольких секций, имеющих самостоятельную обмотку. Длина секции ротора соответствует длине активной секции статора. Между роторными секциями на валу двигателя смонтированы промежуточные подшипники, расположенные в немагнитных секциях ротора.

Кожух двигателя заполняется легким трансформаторным или кабельным маслом высоких диэлектрическик свойств, служащим для смазки и охлаждения ротора и статора. Убыль масла в процессе работы двигателя через неплотности восполняется из нижней камеры компенсатора.

Кабель

Для подачи электроэнергии к двигателю применяют круглые и плоские специальные трехжильные кабели КРБК и КРБП сечением жилы 10, 16, 25, 35 и 50 мм² с гибкой ленточной броней. Наружный диаметр или толщина кабеля колеблется от 12,2 до 40 мм. Выбор сечения кабеля зависит от типа погружного электродвигателя, поставляемого к насосу, и от глубины спуска его в скважину.

На участке насоса и компенсатора с целью уменьшения габаритных размеров крепят плоский кабель сечением 10, 16 и 25 мм² с гибкой ленточной броней. На поверхности кабель намотан на барабан, расположенный на расстоянии 2,5 - 3 м от вышки. Сматываемый с верхней катушки барабана, кабель проходит через направляющий ролик, подвешенный для смягчения толчков на пружинный ам-мортизатор, монтируемый на устье скважины.

Станция управления

Станция управления предназначена для автоматического и ручного управления установкой погружного центробежного электронасоса и для защиты электродвигателя от перегрузки и при коротких замыканиях. При помощи станции управления производятся автоматическое отключение двигателя при прекращении подачи жидкости с последующим включением автоматического запуска после прекращения подачи электроэнергии и управления по заданной программе.

При помощи автотрансформатора обеспечивается подача к двигателю нужного напряжения и компенсируется падение напряжения в кабеле от станции управления до электродвигателя. Станция управления монтируется в специальной для этой цели будке.

Характеристика погружных центробежных электронасосов и выбор их

Погружные центробежные электронасосы изготовляют в обычном исполнении и износоустойчивые, приспособленные для работы в условиях выноса песка в откачиваемой жидкости.

Нормальным рядом определены основные параметры погружных центробежных электронасосов: номинальные подача и напор в метрах столба откачиваемой жидкости, габаритные размеры для обсадных колонн условного диаметра 144 мм (5"), 168 мм (6") и 219 мм (8"). Нормальным рядом погружных центробежных электронасосов предусмотрены насосы 15 разных типов по производительности, а с учетом возможных напоров 105 типоразмеров.

В настоящее время для скважин с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 122 мм выпускают насосы с подачей 40, 80, 130 и 200 м³/сутки; для скважин с внутренним диаметром не менее 144 мм-100, 160, 250, 350, 500 и 700 м³/ сут.

Основные параметры погружных центробежных электронасосов, обычного исполнения, освоенных производством, приведены в табл. 1.1.

Для освоенных производством центробежных насосов на рис. 1.4 показана область их применения для эксплуатации скважин с обсадными колоннами диаметром 146 и 168 мм по подачам и напорам, определяемым мощностями погружных электродвигателей.

Рабочая характеристика применяющегося погружного центробежного насоса ЭЦН-6-160-750 приведена на (рис. 1.5).

Как видно из графика (рис. 1.5), рабочая область для насоса позволяет осуществлять работу при различных соотношениях напора и производительности. Например, при увеличении напора производительность насоса снижается, а при снижении - увеличивается; к. п. д. насоса в обоих случаях несколько снижается. Для насоса имеется рабочая область, на которой достигается максимальный к. п. д.

При выборе насоса заданная производительность и необходимый напор для подъема жидкости из скважины должны соответствовать его производительности и напору. При несоответствии характеристики насоса заданной добыче подачу регулируют изменением числа ступеней или созданием па устье скважины противодавления прикрытием задвижки или установкой штуцера.

При регулировании подачи насоса штуцером или прикрытием задвижки дебит и напор изменяются по рабочей характеристике насоса Q =f (Н), к. п. д. насоса резко снижается и увеличивается действие осевой силы на рабочие колеса, в результате чего возрастает износ рабочих колес и направляющих аппаратов. Лучше регулировать подачу изменением числа ступеней. Вместо снятых ступеней внутри корпуса насоса устанавливают приставки.

Таблица 1.1.

П р и м е ч а н и е. Шифр насоса, например ЭЦН-5-40-700, обозначает: электрический центробежный насос для нефти, последующие цифры – условный размер обсадной колонны (5"), подачу (40 м³/сутки) и номинальный напор насоса (700 м.ст.ж.).

Необходимое число ступеней в насосе определяют по формуле

где Dz - число ступеней, снимаемых с насоса;

Н_с - напор, необходимый для подъема жидкости и транспортирования ее к месту сбора в м;

Н_н - напор насоса, при котором его производительность соответствует заданной производительности скважины по номинальной характеристике насоса в м;

Z - номииальное {полное) число ступеней насоса.

H,м

0 100 200 300 400 500 600 700 Q

[м³/сут]

Рис. 1.4. Области подач и напоров погружных центробежных электронасосов, изготовляемых по нормали: 1 – для скважин с 146 мм обсадной колонной, с внутренним диаметром не менее 122 мм; 2 – для скважин с 168 мм обсадной колонной, с внутренним диаметром не менее 144 мм.

	Рис.1.5. Рабочая характеристика погружного ЭЦН

Напор насоса по номинальной характеристике должен соответствовать условию:

Н_н = h_o + h_тр + h_трc,

где h_o – расстояние от устья до динамического уровня в м;

h_тр – потери на трение при движении жидкости в трубах в м;

h_трc – напор, необходимый на местные сопротивления при транспортировании жидкости до сборного пункта (с учетом разности геодезических от меток и поддерживаемого давления в трапе), в м. Очевидно, h_o = h_ст + Dh ,, где Dh – депрессия в метрах столба жидкости.

Естественно для правильного подбора ЭЦНУ необходимо проведение гидродинамических исследований. В главе 5. рассматривается этот вопрос.

2.ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН ЭКСПЛУАТИРУЮЩИХСЯ УСШН

Наиболее распространенный способ добычи нефти - с помощью скважинных насосов. Различают штанговые и бесштанговые насосы.

Отличительная особенность штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ) состоит в том. что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом, посредством колонны штанг.

Штанговая насосная установка состоит из насоса 1 (см. схему установки ШСНУ, рис. 1.6). находящегося в скважине, и станка-качалки 6, установленного на поверхности у устья. На колонне насосно-компрессорных труб 2 в скважину спускают насос, состоящий из цилиндра 11, внутри которого расположен пустотелый (со сквозным каналом} плунжер 12. В верхней части плунжера расположен нагнетательный клапан 10. в нижней части неподвижного цилиндра - всасывающий клапан 13, открывающийся при ходе плунжера вниз. Плунжер подвешен на колонне насосных штанг 2, которые передают ему возвратно-поступательное движение от станка-качалки. Самая верхняя штанга (полированный или сальниковый шток) соединена с головкой 4 балансира 5 станка-качалки канатной или цепной подвеской. Через тройник 3, находящийся в верхней части колонны насосно-компрессорных труб, жидкость направляется в выкидную линию. Возвратно-поступательное движение колонне насосных штанг передается от электродвигателя 8 через клиноременную передачу, редуктор 7 и кривошипно-шатунный механизм станка-качалки.

Принцип работы насоса следующий. При движении плунжера вверх всасывающий клапан 13 открывается, в результате чего жидкость поступает в цилиндр насоса. Нагнетательный клапан 10 в это время закрыт, так как на него действует столб жидкости, заполнившей насосно-компрессорные трубы. При движении плунжера 12 вниз нагнетательный клапан 10 открывается и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером, в результате чего всасывающий клапан 13 закрывается.

Таким образом, при непрерывной установившейся работе насоса насосно-компрессорные трубы заполняются жидкостью, которая после достижения устья скважины через тройник направляется в выкидную линию.

Для подвески насосно-компрессорных труб, вывода продукции скважины в выкидную линию, герметизации устья, а также для отбора газа из затрубного пространства, на устье скважины устанавливают специальное оборудование. Это оборудование состоит из планшайбы и тройника-сальника.

На колонный фланец устанавливают планшайбу, на которой подвешивается колонна насосно-компрессорных труб. В планшайбе предусмотрены два отверстия: боковое горизонтальное для отвода газа из затрубного пространства и вертикальное – для спуска в затрубное пространство приборов при замерах уровня жидкости в скважине. Сверху планшайбы крепится тройник, через боковой отвод которого нефть из скважины подается в нефтесборную сеть. Над тройником устанавливают сальник, через который проходит полированный шток.

Известно много конструкций устьевого оборудования насосных скважин, изготовляемых как на заводах, так и в мастерских НГДУ.

В связи с широким внедрением напорных систем сбора нефти и газа появилась необходимость применять на устье глубинонасосных скважин оборудование, работающее при повышенных давлениях. С этой целью применяют устьевые сальники с самоустанавливающимися головками (СУСГ1 и СУСГ2).

Сальник с двойным уплотнением (СУСГ2) состоит из двух основных узлов: самоустанавливающейся шаровой головки и тройника. В шаровой головке помещены нижняя и средняя промежуточная (средняя) втулки, нижний манжетодержатель и нижняя сальниковая набивка, а в корпусе сальника, навинченного на головку, - верхний манжетодержатель, верхняя сальниковая набивка и верхняя втулка (грундбукса). Сальниковую набивку подтягивают крышкой, навинченной на корпус. В верхней части крышки предусмотрен резервуар для масла, служащий для смазки трущихся поверхностей сальникового штока и вкладышей. Шаровая головка в тройнике удерживается крышкой, закрепленной двумя откидными болтами с гайками. Болты в тройнике установлены при помощи пальцев. Тройник снабжен специальным устройством для присоединения сальника к выкидной линии, состоящим из наконечника, ниппеля и накидной гайки.

Конструкция устьевого сальника с самоустанавливающейся головкой и двойным уплотнением позволяет заменять изношенные сальниковые набивки без разрядки (глушения) скважины.

Конструкция сальника может быть разной, но в любом случае она должна позволять поднимать из скважины плунжер насоса или насос целиком, не снимая тройник. При этом достаточно снять корпус сальника. Поверхность верхней штанги (полированного штока) полируется, так как она проходит через сальник. Нельзя применять вместо сальникового штока обычную насосную штангу, так как нарушится герметичность сальника, и он начнет пропускать жидкость. Сальник-тройник должен быть герметичен. Во время работы насосной установки необходимо следить, не пропускает ли сальник жидкость, и обнаруженные в нем дефекты надо немедленно устранять, потому что утечки через сальник ведут к загрязнению площадки вокруг устья скважины и к потере нефти. Полированный шток подвешивают к головке балансира станка-качалки специальными подвесками.

Назначение и технические данные УСШН

Из 5400 добывающих скважин в Западной Европе, работающих со вспомогательной техникой, 90% оборудованы штанговыми глубинными насосами. Это объясняется экономичностью, гибкостью и широкими возможностями применения данной системы.

Главные преимущества добычи нефти УСШН следующие:

· независимость от наземных систем:

· технически несложный, быстрый монтаж:

· наличие глубинных насосов различных размеров, изготовленных из различных материалов, в зависимости от дебитов и откачиваемой среды:

· возможность адаптации к изменяющимся условиям притока за счет изменения частоты ходов плунжера, длины хода плунжера и эффективной поверхности плунжера глубинного насоса:

· относительно-высокий общий коэффициент полезного действия;

· нетребовательность технического обслуживания;

· долгий срок службы;

· относительно-небольшие расходы на проведение ремонта насосов.

· В качестве недостатков следует отметить:

· ограниченность дебита и глубины эксплуатации предельно-допустимой нагрузкой на насосные штанги:

· высокий износ насосных штанг и насосно-компрессорных труб (в особенности в случае искривленных скважин), который, однако, может быть снижен применением протекторов:

· применение специального оборудования (динамометров) для определения характера неисправностей и КПД работы насоса.

Обычные штанговые глубинные насосы по принципу действия относятся к плунжерным насосам простого действия. Принципиальная схема УСШН показана на рисунке.

Установки скважинных штанговых насосов предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости, температурой не более 130°С, обводненностъю не более 96% по объему, вязкостью не более 0.05 Па с., содержанием механических примесей не более 1.3 г/л. свободного газа на приеме насоса не более 10% по объему, сероводорода не более 50 мг/л.

Насосы по своей конструкции делятся на две основные группы: невставные (трубные) и вставные. В каждой из этих групп имеются различные типы насосов, отличающиеся конструктивными особенностями, устройством отдельных узлов. Невставные насосы выпускаются с диаметрами плунжера 28, 32. 43, 56, 68 и 95 мм, с длиной хода от 600 до 3500 мм. Вставные насосы имеют диаметр плунжера 28,32, 43, 56 и 68 мм и длину хода от 900 до 3000 мм. Все детали глубинных насосов унифицированы, т.е. взаимозаменяемы. Насосы каждого основного размера имеют несколько «ремонтных» размеров. Техническими условиями предусмотрено неоднократное использование втулок и плунжеров глубинных насосов. После обработки втулки старых насосов увеличиваются в диаметре, а плунжеры уменьшаются.

Выбор марки станка-качалки определяется глубиной динамического уровня жидкости в скважине, предполагаемой массой откачиваемой жидкости в единицу времени.

Станки-качалки по ГОСТ 5866-66 и диаметр насоса для производительности установок до 150 м^З/сут выбирают по диаграммам, составленным в Краснодарском филиале ВНИИ проф. А.И.Адониным.

Технические характеристики ШГН

Скважинные штанговые насосы представляют собой вертикальную одноступенчатую, одноплунжерную конструкцию одинарного действия с цельным неподвижным цилиндром, подвижньм металлическим плунжером, нагнетательным и всасывающим клапанами и выпускаются вставного - НСВ 1Б и невставного - НСН 2Б исполнения, с условными размерами 29, 32, 3S. 44, 57, 70, 95. Условное обозначение насоса:

Тип насоса:

1. НСНВ 1Б - насос скважинный вставной с цельным цилиндром и замком наверху.

2.. НСН 2Б - насос скважинный невставной с цельным цилиндром и ловителем всасывающего клапана. Далее в обозначении следует:

• условный размер насоса, в мм.;

• ход плунжера в .им. уменьшенный в 100 раз;

• напор в м, уменьшенный в 100 раз;

• группа посадки.

Технические характеристики насосов НСН, НСВ – 2Б, чаще применяемых на месторождениях Западной Сибири.Пример записи при заказе:

1. Насос НСВ 1Б–44–30–15–0 Насос скважинный штанговый вставного исполнения, с замком наверху, условным диаметром 44 мм, длиной хода плунжера 3000 мм, развиваемым напором 1500 метров столба жидкости, нулевой группы посадки.

2. Насос НСН 2Б–32–30–12–2 насос скважинный штанговый невставного исполнения, с ловителем всасывающего клапана, условным размером 32 мм, длиной хода плунжера 3000 мм, развиваемым напором 1200 метров и второй группы посадки.

Насосы типа НСН 1Б, как правило, рекомендуется применять при эксплуатации скважин с высотой подъема жидкости более 1000 метров, и также при эксплуатации скважин, в которых для смены насосов и его узлов приходится часто производить спускоподъемные операции. Для смены вставного насоса, не требуется извлекать из скважины колонны насосно-компрессорных труб, достаточно поднять колонну насосных штанг, на конце которой извлекается скважинный насос.

Насосы НСН 2Б рекомендуется применять при эксплуатации скважин с высотой подъема жидкости до 1000 метров и с большим дебитом.

Насосы НСН 2Б и имеют преимущества перед насосами НСВ 1Б при работе в скважинах, дающих вместе с нефтью песок, так как насосы НСН 2Б спускаются на НКТ меньшего диаметра, чем насосы НСП 1Б.

При этом скорость подъема добываемой жидкости по колонне НКТ увеличивается и условия подъема песка совместно с жидкостью улучшаются тем самым уменьшается вероятность заклинивания плунжера.

Технические характеристики наземного привода

Приводами скважинных штанговых насосов могут быть станки-качалки СК-8, качалки UP-9, UP-12 (румынского производства), поставляются станки-качалки с дезоксиалом СКД-6 и СКД-8, качалки пермского производства Til-fill и т.д.

Применение мощных станков-качалок обусловлено значительной глубиной подвески скважинных штанговых насосов (950... 1600 м), а также тем, что в основном используется скважинный насос с условным диаметром плунжера 44 мм, которым оборудованы 77 % от общего числа скважин эксплуатируемых УСШН

Станок-качалка (рис 1.7) предназначен для индивидуального механического привода к нефтяным скважинным насосам для добычи нефти в умеренных и холодных макроклиматических районах по ГОСТ 16350-80 Станок-качалка служит для передачи возвратно-поступательного движения колонне насосных штанг и плунжеру насоса

Со времени существования СССР, ГОСТ 5866-76 на станки-качалки предусматривает выпуск 13 типоразмеров станков грузоподъемностью от 2.0 до 20.0 т.

Тип станка-качалки выбирают в зависимости от глубины скважины и предполагаемого ее дебита, т.е. количества добываемой скважинной продукции за единицу времени

Станок-качалка, монтируемый на раме 14, состоит из следующих основных узлов: электродвигателя 10, балансира 2 с головкой, редуктора 7 с кривошипом 6 и роторным противовесом 11 Балансир качается на опоре 3, укрепленной на стойке 4. На головке балансира крепится мягкая подвеска I для штанг. От двигателя 10 с помощью клиноременной передачи 9 движение передается на шкив 8 редуктора 7 Частота вращения выходного вала редуктора соответствует заданному числу качаний балансира станка-качалки. На этом валу жестко закреплен кривошип 6, с которым шарнирно соединен шатун 5 Соединение шатуна с балансиром так же шарнирное.

Роторные противовесы предназначены для уравновешивания веса колонны штанг и столба жидкости (ходы вверх и вниз) и снижения инерционных усилий. Правильным подбором противовеса обеспечивается снижение мощности, потребляемой электродвигателем. Противовесы 11 на кривошипе б могут перемещаться по оси. Профиль головки балансира 2 позволяет точке подвеса штанг находиться точно над центром скважины. При подземном ремонте головка имеет возможность проворачиваться в любую сторону. Для облегчения обслуживания узлов балансира 2 на стойке 4 предусмотрены лестницы Переставлением нижних концов шатунов из одних отверстий кривошипов 6 в другие можно получить различный радиус кривошипа и различную длину хода

полированного штока. Число качаний балансира можно изменить сменой шкивов на электродвигателе 10. Кроме балансирных станков-качалок в некоторых случаях применяют и безбалансирные.

Рис. 1.7 Схема станка-качалки

В шифре станка-качалки типа СК второй модификации по ГОСТ 5866-76, например СК5-3-2500, указано 5- наибольшая допустимая нагрузка Рmах на головку балансира в точке подвеса штанг в тоннах (1т = К) кН); 3- наибольшая длина хода s устьевого штока в м: 2500-наибольший допускаемый крутящий момент М_кр тах на ведомом валу редуктора в кгс х м (I кгс × м = 10² КН × м). Дополнительно СК характеризуются числом п качаний балансира (двойных ходов) в минуту, которое изменяется от 5 до 15 мин-1. Системы уравновешивания применяемые для уравновешивания отечественных СК подразделяются на кривошипные (роторные), балансирные и комбинированные.

Основные характеристики насосных штанг

Насосные штанги выпускаются в соответствии с ГОСТ 13877-68 диаметрами 12, 16, 19, 22 и 25 мм и средней длиной 8 метров. Для подбора длины колонны штанг при посадке плунжера выпускают так же короткие штанги длиной от I до 3 метров тех же диаметров.

Штанги поставляют или комплектно с навинченной на один конец муфтой, или отдельно; муфты, поставляемые отдельно, упаковывают в деревянные ящики, причем каждая муфта должна быть завернута в промасленную бумагу.

Колонна штанг для конкретных условий работы рассчитывается с учетом переменных нагрузок действующих на штанги в течении каждого качания, не по максимальному напряжению, вычисленному исходя из статических условий прочности, а по методике, предложенной А.С.Вирновским, согласно которой в качестве расчетного принимается «приведенное» напряжение, учитывающее циклический характер работы штанг.

Для облегчения подбора колонны штанг по приведенным формулам составлены таблицы допускаемых глубин спуска насосов на штангах при различных значениях приведенного напряжения.

В этих таблицах глубины спуска насосов рассчитаны для средних параметров: 1) число ходов насоса в минуту; 2) длина хода сальникового штока s 1,8 м.

Оборудование диагностики УСШН

Важным источником информации о работе насоса являются данные динамометрирования. Динамометрирование заключается в определении по динамограммам нагрузок на штанги, а также состояния и нарушения в работе подземного оборудования. По ним определяются: негерметичность приемной и нагнетательной части насоса, влияние газа на его работу, превышение производительности насоса над притоком жидкости в скважину, прихват плунжера, обрыв штанг, неправильность монтажа насоса, негерметичность труб и многие другие явления. По нагрузкам можно подсчитать значения фактических приведенных напряжений. По динамограммам можно определить коэффициент подачи насоса, коэффициент наполнения, динамический уровень жидкости, удельный вес газожидкостной смеси, давление на приеме насоса, коэффициент продуктивности скважины, дебит фактически откачиваемой жидкости.

На нефтедобывающих предприятиях применяются как гидравлические динамографы конструкции Г.М. Мининзона (карманный динамограф ГДМ-3), так и всевозможные версии сложных электронных динамографов.

Динамометрирование скважин - это процесс получения зависимости изменения нагрузки в точке подвеса штанг от перемещения этой точки в виде замкнутых кривых, называемых динамограммами.

Динамометрирование осуществляется с помощью различных типов динамографов, подразделяющихся по принципу действия преобразующего устройства на гидравлические, механические и электрические. Последние могут быть как ручными, так и автоматическими.

В настоящее время около 58% всех нефтяных скважин Российской Федерации эксплуатируются скважинными штанговыми насосными установками. Для отслеживания состояния работоспособности данного вида оборудования в настоящее время используется несколько различных систем, из которых наиболее широкое распространение получили переносные гидравлические динамометры. Получаемые в результате использования динамометров динамограммы дают качественную картину работы УСШН. Предлагаемые некоторыми зарубежными фирмами виды оборудования для получения как качественной, так и количественной оценки работоспособности оборудования имеют высокую цену, требуют бережного и высококвалифицированного обслуживания, а также адаптации к отечественным видам нефтепромысловой техники.

Одним из путей решения этих проблем может быть применение для диагностирования работоспособности установок штанговых насосов системы диагностики, разработанной в ГАНГ им. И.М.Губкина.

Как показали предварительные испытания, указанная система позволяет не только получать динамограммы работы скважинного оборудования, но и определить неисправности и ошибки в монтаже и эксплуатации наземного оборудования, а также выдавать рекомендации по оптимизации рабочих параметров УШСН. Кроме того, система позволяет определить истинный дебит скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами, и их действительный коэффициент подачи.

Повышение эффективности нефтедобычи невозможно без оперативного контроля за работой оборудования. Приборы для контроля уровня жидкости в скважине и записи динамограммы работы глубинного штангового насоса должны быть просты в обращении, транспортабельны, автономны

Контроль за работой скважины, оборудованной ШСНУ, осуществляется путем ее исследования и динамометрирования.

Насосные скважины, оборудованные ШСНУ, исследуют в основном при установившихся режимах с целью получения индикаторной линии Q(p) и установления зависимости Q от режимных параметров работы установки. По данным гидродинамических исследований аналогично, как и при других способах эксплуатации, определяют параметры пласта и устанавливают режим работы скважины. См. главу №5.

Обслуживание УСШН

Обслуживание скважин оборудованных УСШН заключается в наблюдении за работой станка-качалки, состоянием наземного оборудования и подачей жидкости. Для этого необходимо смазывать трущиеся части станков-качалок, контролировать их состояние, проверять степень их уравновешивания, по графику проводить текущий и капитальный ремонты.

Применяемые в настоящее время системы телемеханики позволяют осуществлять связь с любой скважиной или другим объектом. С пульта оператора можно включить или выключить электродвигатель станка-качалки, замерить дебит скважины, получить телесигнал состояния станка-качалки («работает», «остановлена») и сигнал аварийной остановки, иметь двустороннюю телефонную связь с персоналом, находящимся у скважины.

Техническое обслуживание станка-качалки проводится для предотвращения внезапных отказов, повышения срока службы и снижения расхода электроэнергии. Должны проводится следующие виды технического обслуживания при эксплуатации СК:

1. Через 15 дней работы СК после его пуска очищать (без замены масла) магнитное устройство от металлической пыли и установить его на место. В последующем его очистку производить при заливе масла. При доливе масла в картер редуктора следует сливать конденсированную воду из картера частичным отворотом сливной пробки.

2. Не реже I раз в 3 дня осматривать работающий станок-качалку с целью выявления неисправностей и их устранения.

3. При осмотре работающего СК, не останавливая его проверить:

· уравновешенность - по показаниям амперметра (уравновешенность считается удовлетворительной, если разница между показаниями амперметра при ходе вверх и вниз не превышает 10% от полусуммы двух максимальных значений силы тока за цикл).

· наличие вибрации и необычных шумов - визуально и на слух определить, какие из частей СК предположительно являются их источником.

Для поддержания устьевой арматуры в работоспособном состоянии в течение всего срока службы должны выполняться следующие виды обслуживания:

· осмотр и обслуживание один раз в 10 дней;

· текущий ремонт один раз в 1-1.5 года.

Еженедельно или раз в 10 дней проводить следующие работы:

1. проверить давление в нагнетательном трубопроводе и затрубье,

2. выявить дефекты, которые должны быть устранены немедленно или при ближайшем текущем ремонте скважины.

Текущий ремонт производится при ближайшем подземном ремонте скважины, в течении которого должны быть выполнены следующие работы:

1.Проверить легкость управления запорными устройствами и, при необходимости, разобрать, промыть и смазать механизм привода шибера.,

2.Проверить герметичность арматуры гидравлическим давлением, допускаемым прочностью эксплуатационной колонны, но не более 21 МПа и при необходимости, заменить уплотнительные кольца в неподвижных соединениях.

Обслуживание и ремонт арматуры должны производиться лицами, ознакомленными с особенностями ее конструкции.

Недопускается эксплуатация УСШН без оградительных устройств и защитных кожухов предусмотренных конструкцией, розливов нефти на околоустьевой площадке, наличие посторонних предметов, затрудняющих подходы к УСШН.

3.ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН ПРИ ФОНТАННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Условие фонтанирования скважин:

где W₁ – энергия газожидкостной смеси ,расходуемая на подъем 1 т жидкости при изменении давления от р_заб до р_у, Дж.

G₀ – объем газа поступающего к забою в свободном виде;

p_заб , p₀ – забойное и атмосферное давление;

А₁ – энергия газа выделившегося из нефти при изменении давления;

r – плотность жидкости.

Оборудование устья фонтанных скважин

Перед освоением и пуском в эксплуатацию фонтанной скважины в нее спускают насосно-компрессорные трубы, а на колонной головке устанавливают стальную фонтанную арматуру.

Фонтанная арматура ,представляющая собой соединение на фланцах различных тройников, крестовин и запорных устройств(задвижек ,кранов) и трубной головки. Трубная головка предназначена для подвески подъемных труб и герметизации пространства между ними и эксплуатационной колонной ,а также для подачи через ее боковое отверстие воды ,нефти или газа в кольцевое пространство между трубами при возбуждении фонтана. Трубная головка своим нижним фланцем присоединяется к верхнему фланцу колонной головки.

Фонтанную елку – верхнюю часть фонтанной арматуры устанавливают на трубную головку. Елка предназначена для контролирования и регулирования режима эксплуатации фонтанной скважины, для направления потока нефти по той или иной выкидной линии, а при необходимости и глушения фонтана.

Вследствие того, что фонтанные арматуры относятся к одному из ответственных видов промыслового оборудования по условиям эксплуатации, их опрессовывают на давление вдвое больше паспортного рабочего давления.

Фонтанные арматуры различаются между собой по конструктивным и прочностным показателям:

1. По рабочему давлению;

2. по размерам проходного сечения;

3. по конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в скважину рядов труб;

4. по виду запорных устройств.

В соответствии с ГОСТ 13846-74 фонтанная арматура рассчитана на давление 7,14,21,35,70,105 МПа. Изготовляют арматуру крестового и тройникового типа.

Арматура тройникового типа с одним боковым выкидом рассчитана на давление 7,14 и 21 МПа, а с двумя выкидами – на давление 14,21 и 35 МПа (см. рис.1.7 а и б соответственно).

Арматура крестового типа с одним центральным запорным устройством, установленным на стволе елки, рассчитана на давление 14,21 и 35 МПа, а с двумя запорными устройствами, установленными на каждом боковом отводе крестовика трубной головки на давление 70 и 105 МПа (см. рис.1.7 в и г соответственно). Во всех схемах фонтанной арматуры для подвешивания двух рядов насосно-компрессорных труб допускается выполнение трубной головки с добавлением узла, состоящего из тройника и запорного устройства 4, устанавливаемого между деталями 7 и 9.

На рис. 1.8 показана фонтанная арматура крестового типа с крановыми запорными устройствами, предназначенная для однорядного подъемника. Подъемные трубы подвешивают к переводной втулке 5, которая ввинчена в катушку 4.При эксплуатации скважины газожидкостная струя из подъемных труб проходит через открытый центральный стволовой кран и направляется в один из выкидов - правый или левый и далее, пройдя штуцер – в выкидную линию. Краны 2 на правом отводе крестовика трубной головки при фонтанировании скважины закрыты; они служат для присоединения водяной или газовой линии к затрубному пространству при освоении или ремонтных работах.

Для контроля за процессом эксплуатации скважины установлены два манометра с трехходовыми кранами или с вентилями; один – на отводе крестовика трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины, другой – в верхней части арматуры для замера устьевого давления.

На рис.1.10 показана фонтанная арматура тройникового типа с прямоточными задвижками.

Прямоточные равнопроходные задвижки необходимы для возможности спуска контрольно-измерительной аппаратуры в скважину. На рис.4.3.4 показана именно такая задвижка.

Регулирование режима эксплуатации фонтанных скважин

После пуска фонтанной скважины в эксплуатацию, принимают меры по обеспечению длительного и бесперебойного фонтанирования ее и наиболее рационального расходования пластовой энергии.

Правильная эксплуатация фонтанной скважины заключается в том, чтобы обеспечить оптимальный дебит при возможно меньшем газовом факторе и оседании песка для несцементированных коллекторов. Для обеспечения длительного фонтанирования в большинстве случаев приходится ограничивать дебит скважин. Для чего применяют штуцера их устанавливают после боковой задвижки фонтанной арматуры ,между фланцевыми соединениями обвязки.

Быстросменный штуцер (см. рис. 1.11) состоит из корпуса, имеющего форму диска, сжимаемого при помощи шпилек между фланцами на выкидной линии арматуры. В диске предусмотрено цилиндрическое отверстие с плавными коническими переходами по торцам. Перпендикулярно ему расположено сквозное прямоугольное отверстие, в которое вставлена пробка 6, имеющая форму параллелепипеда. В центре пробки расположено коническое отверстие под сменную штуцерную втулку 4. Корпус состоит из двух частей – 1 и 8 соединенных цилиндрическими буртами, закрепленных стопорами 5.

На торцах пробки ,концентрично коническому отверстию под штуцерную втулку расположены расточки под резиновые манжеты 3. Зазор , необходимый для свободной установки пробки, во избежание выдавливания резины перекрыт металлическими кольцами 3.Необходимое положение пробки в корпусе обеспечивается упором ее в фиксирующий штифт 9.

В штуцере устанавливают втулки из минерало- или металлокерамики.

Естественно, что и для скважин фонтанирующего фонда при установлении оптимального режима тоже необходимо проведение гидродинамических исследований.

4. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Гидродинамическое несовершенства скважин

Гидродинамически совершенной может считаться такая сква­жина, которая полностью вскрыла продуктивный пласт от кровли до подошвы и приток жидкости осуществляется по всей поверхности соприкосновения скважины с продуктивным пластом. Это возможно при наличии открытого забоя.

К сожалению гидродинамически совершенных скважин практически не бывает.

Различают скважины гидродинамически не совершенные по степени вскрытия пласта и по характеру вскрытия пласта (рис. 1.12).

Скважина, не совершенная по степени вскрытия (рис. 1.12 – б), вскрывает пласт не полностью, а па какую либо величину z, и имеет открытый забой. Относительная величина вскрытия опреде­ляется отношением d=z/h. При таком виде несовершенства воз­можны два случая, а) с донным притоком и б) без донного притока.

Роль донного притока очень мала, если учесть соотношение площадей дна и боковой поверхности. Она может играть роль при очень малых величинах относительного вскрытия (при d < 5%). На практике донная часть забоя бывает пли загрязнена, или зацементирована. Если скважина вскрывает всю мощность пласта, по приток жидкости происходит через отверстия фильтра или через прострелы в зацементированной обсадной колонне, то она будет не совершенной по характеру вскрытия (рис. 1.12– е). Характер вскрытия определяется плотностью перфорации (т е. числом отверстии на 1 п.м длины фильтра), диаметром перфо­рационных отверстий и глубиной пулевых каналов в породе пласта

Чаще всего скважины бывают несовершенными как по степени вскрытия (вскрывается неполная мощность), так и по характеру вскрытия (забой, перекрытый перфорированной обсадной колон­ной), что показано на рис. 1.12 – е. В этом случае, как известно, при­ток жидкости определяется по формуле

где безразмерная величина С представляет собой характеристику дополнительных фильтрационных сопротивлений.

Отношение дебита гидродинамически несовершенной сква­жины к дебиту совершенной скважины при одинаковых депрессиях и прочих равных условиях называется коэффициентом со­вершенства.

Любую несовершенную скважину можно заменить совершен­ной, подобрав для нее такой радиус, чтобы их дебиты были одина­ковы. Радиус такой равнозначной скважины будет фиктивным, как и сама такая скважина. Он обычно называется приведенным радиусом и обозначается буквой r_с*.

Если обозначить коэффициент совершенства буквой j, то можно записать

где

r_c^*=cp r_c e^-C.

Численная величина коэффициента ср различными авторами расценивается различно.

Определение величины С чисто математическим путем встре­чает ряд трудностей.

В связи с этим величина С была определена (исследования доцента Шурова В. И.) на электролитических моделях методом электролитической аналогии.

Для оценки величины r_с^* В. И. Шуровым дается следующая формула

где r_с — радиус перфорированной колонны в см; l — длина пуле­вых каналов в см; d — диаметр пуль в см; п — числопулевыхканалов на 1 ж ,здесь N — число выстрелов; z — количество неудачных выстрелов в %; b — интервал перфорации в м.

Для скважин, не совершенных по степени и характеру вскры­тия, общая величина дополнительного сопротивления опреде­ляется как сумма: С = C₁ + C₂, причем каждый из коэффициен­тов определяется независимо друг от друга.

Значение коэффициента C₁, учитывающего несовершенство скважин по характеру вскрытия, определяется по графикам, один из которых приведен на рис. 1.13.

Для определения С₁ необходимо иметь следующие данные:

а) число прострелов или отверстий па 1 пог. м фильтра n = N/Z, где N — общее число прострелов или отверстий; Z — общая вскрытая мощность пласта в м;

б) произведение числа отверстий п на диаметр D ствола сква­жины по долоту (в м), т. е. nD;

в) отношение диаметра пуль или отверстий d₁ {в см) к диаметру скважины D (в см), т. е. а = d₁/D (обыч­но принимается равным 1,1);

г) отношение средней эффективной длины пуле­вых каналов в породе пласта l^/ (в см) к диа­метру скважины D (в см), т. е. l = l^//D (обычно l' принимается равным 3— 5 см).

Рис.1.13.Определение поправочного коэффициента С1 , учитывающего дополнительные сопротивления притоку в не совершенной по характеру вскрытия скважине.   1—a=0.03;2—a=0.04;3—a=0.05; 4—a=0.06;5—a=0.07;6—a=0.08;7—a=0.09.

В связи с тем, что уве­личение длины пулевого канала сначала быстро, а затем медленно умень­шает общее фильтрационное сопротивление пласта, графики составлены для l=0, l=0.1, l=0.25, l=0.5, и l=1.

На графиках на оси абсцисс отложены значения параметра nD, а на оси ординат значение C₁,а также группа кривых для различных значений относительных диаметров перфорационных отверстий а. Если исходные данные не соответствуют линиям на графиках, прихо­дится пользоваться интерполяцией.

Значение коэффициента C₂, учитывающего несовершенство скважин по степени вскрытия, определяется по графику, приве­денному на рис. 1.14.

О 10 20 30 40 50 6О 70 80 90 100 d.,% Рис. 1.14. Определение поправочного коэффици­ента С2, учитывающего дополнительные со­противления притоку в не совершенной по степени вскрытия пласта скважине

Для определения С₂ необходимо иметь следующие данные:

а) отношение вскрытой мощности пласта z к полной его мощности h; эта относительная величина вскрытия (в %) d = z/h. 100 на графике откладывается по оси абсцисс;

б) отношение мощности пласта к диаметру скважины a=h/D.

На графике по оси ординат отложены искомые С₂, причем для d < 40% значение C₂ находятся на левой вертикальной шкале, а для d > 40% — на правой. Значения а=h/D даны на графике в виде семейства кривых; если вычисленное значение а не совпадает с графиком, пользу­ются интерполяцией.

5.ОБЗОР ОСНОВНЫХ МЕТОДОВ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Не углубляясь в теорию фильтрации жидкости, на которую опираются все гидродинамические методы исследований скважин и пластов остановимся лишь на их краткой классификации (см. рис. 1.15) и обзоре основных технологий проведения исследований, а также способов обработки данных полученных в результате их проведения.

Прежде всего, стоит привести приблизительную классификацию гидродинамических методов исследования:

Рис.1.15.Приблизительная классификация гидродинамических методов исследования скважин

Интересно отметить, что технология проведения гидродинамических исследований в скважинах механизированного фонда несколько усложняется тем, что на данный момент глубинные манометры, которые можно было бы спустить в скважину эксплуатирующуюся механизированными установками (УЭЦН, ЭЦНУ и т.д.) является редкостью. Поэтому и возникает необходимость в измерении динамического и статического уровни в таких скважинах непосредственно с поверхности при помощи эхолота. Затем приходится пересчитывать уровень в забойное давление, что ввиду отсутствия достаточной информации о составе и распределении газожидкостной смеси и погрешностей эхолотирования, дает достаточно большие отклонения в определении параметров пласта. Естественно такого недостатка лишена технология снятия данных непосредственно с забоя при помощи автономных цифровых манометров.

Обработка данных одного из наиболее популярных методов гидродинамических исследований: снятие кривых восстановления давления (КВД), дает величины подвижности, проницаемости, гидропроводности и скин-фактора лишь в «околозабойной» зоне исследуемой скважины и естественно по их величинам нельзя судить о пласте в целом. В некотором смысле этого недостатка лишены гидродинамические методы, относящиеся к гидропрослушиванию пластов. Задачей этих методов является получение информации о коллекторе располагающемся в зоне между скважиной «источником» и скважиной «приемником». В вышеприведенной классификации методы гидропрослушивания подразделяются по технологиям проведения исследования на гидропрослушивание однократным импульсированием, многократным импульсированием и групповое гидропрослушивание. Стоит отметить, что гидропрослушивание многократным импульсированием дает более корректные результаты и технология его проведения более удобна нежели в однократном импульсировании, однако ввиду трудоемкости ручной обработки и инертности программных разработчиков этот метод в НГДУ Западной Сибири используется редко.

Построение индикаторных линий, как метод исследования на установившемся притоке используется повсеместно, как в фонтанирующих скважинах, так и в скважинах механизированного фонда. При известном пластовом давлении и депрессии этот метод достаточно прост в обработке, однако, как уже упоминалось, в скважинах механизированного фонда имеют место существенные осложнения в определении забойного давления, а следовательно и пластового давления и депрессии.

5.1.МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН НА УСТАНОВИВШЕМСЯ ПРИТОКЕ

Методика проведения исследований

Исследование скважин на установившихся режимах фильтрации, часто называемой методикой установившихся отборов (или методом пробных откачек) базируется на предположении о постоянстве связи между забойным давлением и дебитом жидкости на различных режимах работы скважины.

За установившееся состояние принимается такое «неустановившееся состояние», когда изменением давления и дебита практически можно пренебречь (в пределах точности измерений).

Продолжительность работы на режиме, или время, необходимое для достижения установившегося состояния зависит от коллекторских свойств пласта, системы разработки залежей нефти, качества вскрытия пласта и дебита скважины.

Время работы на режиме или так называемый период стабилизации режима t_ст может быть установлен по фактическим данным эксплуатации скважин путем фиксации времени прекращения изменения забойных давлений и дебитов, а также может быть рассчитано по формуле

(5.1)

где t_ст – время стабилизации, ч;

c - коэффициент пьезопроводности, см²/с;

R_K – радиус контура питания, равен половине расстояния до границ области дренирования R_др или пласта, м.

Радиус области дренирования при работе скважины с дебитом Q определяется зависимостью

(5.2)
где R_d – среднеарифмитическое из расстояний до соседних скважин, м;

Q_d – суммарный дебит соседних скважин, т/сут.

Однако, при этом возникают затруднения с выбором R_K при исследовании разведочных скважин.

В этом случае за контур питания можно брать радиус влияния скважины R_в

(5.3)

где t – время работы на режиме, с.

Так как метод установившихся отборов предполагает неизменность области дренирования .

При работе на режимах условие постоянства R_в достигается применением так называемого «изохорного» метода исследований.

Время, необходимое для наступления установившегося состояния можно определить также из выражения, характеризующегося изменением давления при пуске скважины с постоянным дебитом (при больших t )

(5.4)

Для достижения практически установившегося состояния достаточно, что бы

(5.5)

На основании неравенства (4.5) на рис 1.16.составлена номограмма, позволяющая

определить минимальное время t_ст (min) для стабилизации режима работы при известных параметрах lg (R_к/r_c) и cR_к² ,

Рис 1.16.Номограмма выбора времени установления режима работы скважин

Исследование методом установившихся отборов заключается в относительно частом изменении режима работы скважины, при этом влияние всех предыдущих режимов работы накладывается на последующие режимы, внося тем самым погрешность в получаемые результаты. Предыстория работы скважины, т.е. время работы на предыдущих режимах и характер изменеия дебита от режима к режиму очень сильно сказывается на форму индикаторной линии в пластах с малым параметром cRk²).

С целью повышения достоверности получаемых результатов исследования методом устан