3. Газонапорный режим (режим газовой шапки):

Вытекание нефти происходит за счет расширения газовой шапки при снижения пластового давления.

Коэффициенты нефтеотдачи велики - _н.о.=0,4 – 0,5

4. Режим растворенного газа.

1. Р_пл<Р_нас

2. Отсутствует гидродинамическая связь с внеш.ист.пит.

В пласте выделяется свободный газ, объем газожидкостной смеси становится больше, чем объем

жидкости и за счет этого происходит фильтрация в пласте.

5. Гравитационный режим.

New theme: ВСКРЫТИЕ ПЛАСТОВ

1скв) Вскрывается весь продуктивный интервал (пласт)

2скв) Вскрывается частично (в зоне ГНК – газонефт.конт.)

3скв) Пласт вскрывается полностью.

4скв) Пласт вскрывается частично

5скв) Пласт вскрывается на всю толщину.

Когда пласт вскрывается не на всю толщину, то скважина называется гидродинамически несовершенной по степени вскрытия пласта.

1 – труба; 2 – цемент; 3 – долото меньшего диаметра.

Рис. – Гидродинамически несовершенная скважина

Рис.–гидродинамически несовершенная по характеру вскрытия.

Уравнение Дюпеи:

;

r_п – приведенный радиус скважины.

С – коэффициент, учитывающий несовершенство скважины (ВЫУЧ. САМОСТ.ПО ЩУРОВУ).

Приведенный радиус скважины – условный радиус такой совершенной скважины, дебит которой при прочих равных условиях равен дебиту несовершенной скважины.

r_п < r_c

СПОСОБЫ ПЕРФОРАЦИИ СКВАЖИНЫ:

1. Пулевая перфорация.

2. ТОРПЕДНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ: стреляют торпедами, которые взрываются в пласте.

3. КУМУЛЯТИВНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ: цементный камень прожигается струей газа.

4. Гидропескоструйная перфорация.

5. Сверлящие перфораторы.

NEW THEME: ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН.

Р_заб>Р_пл при вскрытии пласта;

Р_заб = _жgH

Вскрытие пласта при депрессии Р_заб<Р_пл.

ОСВОЕНИЕ СКВАЖИНЫ – это комплекс технологических мероприятий по снижению забойного давления и вызову притока из пласта.

2 ГРУППЫ МЕТОДОВ СНИЖЕНИЯ Р_заб:

 УМЕНЬШЕНИЕ ПЛОТНОСТИ СРЕДЫ, ЗАПОЛНЯЮЩЕЙ СКВАЖИНУ;

 ПОНИЖЕНИЕ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ.

ПЕРВАЯ ГРУППА:

1. Замена на воду.

Глинистый раствор _гл.р. 1400 кг/м³.

Соленая вода _сол.в.  1100 кг/м³.

Заменой на пресную воду _пр.в.=1000 кг/м³ – можно снизить забойное давление на 15 – 40 %.

Прямая промывка – в НКТ

Обратная промывка – в затрубное пространство.

После вскрытия пласта перфоратор извлекают на поверхность и в скважин спускают колонну НКТ. Затем проводят замену жидкости глушения на воду. Этот метод эффективен в тех скважинах, которые после некоторого снижения забойного давления начинают фонтанировать.

Если же фонтанирование не происходит, то можно применить 2^ой метод – замена на нефть.

2. Замена на нефть.

_н^дегаз = 820 – 860 кг/м³, сниз. На 18% Р_заб.

3. Компрессорный метод освоения скважин.

К – компрессор.

_гжс  _ж

Р_заб .

Подъем жидкости на поверхность за счет энергии газа.

В последние годы закачка воздуха в скважины во многих районах запрещена, и там применяют азотные установки.

Выхлоп.газ ДВС  в компрессор.

4. Закачка аэрированной жидкости.

5. Освоение скважин с помощью пен.

В жидкость добавляют пену (ПАВ - пенообразователь).

ВТОРАЯ ГРУППА МЕТОДОВ:

1. Тартание желонками.

2. Свабирование

Под уровень жидкости сваб опускается на 100 – 150 метров.

2’НКТ – 60 50 мм (60 – d_нар., 50 – d_внутр.)

2,5’’НКТ – 7362 мм

3. Понижение уровня с помощью глубинных насосов.

Наиболее распространенный метод освоения скважин.

g (Н_дин - Н_ст).

Насос – погружной центробежный.

NEW THEME: ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН.

Проводят с целью получения информации о продуктивности скважин и свойствах пласта.

Исследования:

• Гидродинамические

• Геофизические

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН НА УСТАНОВИВШИХСЯ

РЕЖИМАХ РАБОТЫ:

Q – дебит скважины, м³/сут

 - депрессия на пласт, Мпа. Депрессия: =Р_пл – Р_заб.

1 – при соблюдении лин.закона фильтрации Дарси.

.

Q = К_прод (Р_пл - Р_заб) = К_прод .

К_прод<1 м³/сутМпа – мало

К_прод>10 м³/сутМпа – нормальная скважина.

I – 1 уст. Режим

II – измен.режим рад.скв.(напр. штуцер).

III – 2^ой уст. Режим

Достижение установления режима – 1 и более суток

для реальных нефтяных скважин.

К_прод = .

ВИДЫ ИНДИКАТОРНЫХ ДИАГРАММ СКВАЖИН.

Р_нас= 9 МПа (Ромашкино, Д1)

Р_нас= 16МПа (Федоровское м/е)

Р_нас= 20 – 25 МПа (Варьёган)

1) не дожд. Устан.режима – ошибка при исследовании.

2) Подключение низкопроницаемых интервалов, неработающих при

малых депрессиях.

ЗАВИСИМОСТЬ К_пр ОТ ОБВОДНЕННОСТИ.

NEW THEME: ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН НА НЕУСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ РАБОТЫ.

К _прод.

Замеряют дебит добывающей скважины на установившемся режиме, затем скважину останавливают, и записывают динамику изменения забойного давления во времени.

В дальнейшем строят кривую восстановления и по ней определяют коллекторские свойства пласта.

В нагнетательных скважинах действуют аналогично, отличие только в том, что после остановки скважины записывают не кривую восстановления, а кривую падения давления на забое

скважины. Р_заб(t=0) – забойное давление в скважине при работе на установившемся режиме перед установкой.

- пьезопроводность пласта, ,

где m – пористость пласта,

_ж – коэффициент сжимаемости жидкости,

_п – коэффициент сжимаемости породы,

^* = m_ж+_породы,

^* - коэффициент упругости пласта.

NEW THEME: ДЕБИТОМЕТРИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН.

Дебитометрические исследования скважин проводят для изучения профиля притока добывающих и профилеприемистости в нагнетательных скважинах.

По значению уровня можно рассчитать давление в скважине.

V_зв = 440 м/с (м/е МОНГИ)

.

THE NEW BIG THEME

МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ

ПЗС – призабойная зона скважины.

1. Проникновение жидкости глушения (бурового раствора, соленой воды) в ПЗС.

Зона кольматации – где проницаемость скважины снижена (кольматация – образование эмульсий, закупорка порового пространства).

2. Выпадение твердой фазы при фильтрации (соли, парафин).

3. Чтобы улучшить коллекторские свойства призабойной зоны скважины, применяют различные

методы воздействия.

1 . Механические методы.

2. Химические методы.

3. Тепловые методы.

Химические: кислотные обработки скважин , соляно – кислотная обработка (СКО):

.

Используют ингибиторы коррозии, так же используют ПАВ.

1. КИСЛОТНЫЕ ВАННЫ.

Очищают поверхность перфорирующих каналов.

2. Простые СКО.

3. СКО под давлением (низкопроницаемые коллекторы)

4. Поинтервальная СКО.

• Термокислотные обработки (сочетание химического и теплового воздействия):

Mg + HCl = MgCl₂ + H₂ + тепло

• Кислотные обработки терригенных коллекторов.

Кремнезём. HCl и HF.

ГЛИНОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА – ПОЗВОЛЯЕТ РАСТВОРИТЬ ГЛИНУ В КИСЛОТЕ.

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА (ГРП) – метод воздействия на ПЗП:

Сущность ГРП состоит в создании новых и раскрытии имеющихся трещин в пласте. Трещины создаются путем закачки в ПЗС жидкости разрыва под большим давлением.

После создания трещины закачивают твердый наполнитель (песок, стеклянные шарики, пропант(широко распространен)). Пропант – propping agent – закрепляющий агент – керамические шарики высокой твердости – «9» по шкале Маоса, (выше только алмаз – «10»).

Наполнитель не позволяет трещинам сомкнуться после снятия давления. Проницаемость трещин с наполнителем существенно выше проницаемости песчаника, поэтому приведенный радиус скважины r_п после ГРП может существенно превышать r_скв (по долоту).

Область применения ГРП – плотные низкопроницаемые породы.

СХЕМА ПРОВЕДЕНИЯ ГРП В СКВАЖИНЕ:

Якорь – нужен для того, чтобы закрепить пакер и предотвратить его страгивание из-за большей силы давления снизу.

На больших глубинах образуются вертикальные трещины.

В качестве жидкости разрыва используют вязкую нефть или воду с добавкой загустителя.

1. Жидкость разрыва.

2. Жидкость песконоситель.

3. Продавочная жидкость.

ГРП имеет и негативные стороны. По трещинам может происходить быстрое обводнение с

скважин. Кроме того пропант, который выносится из трещин в процессе эксплуатации скважин приводит к катастрофическому износу и преждевременному отказу оборудования для добычи нефти.

ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЗС.

Их применяют в тех случаях, когда в призабойной зоне выпадают отложения парафина и асфальтена смолистых веществ.

Сущность теплового воздействия состоит в нагреве призабойной зоны и растворении отложений.

Наиболее часто применяют спуск электронагревателей на кабеле на забой скважины.

ПОДЪЕМ ЖИДКОСТИ ИЗ СКВАЖИНЫ.

В настоящее время в России применяются следующие способы добычи нефти:

1. Эксплуатация скважин установками погружных центробежных насосов. Добывается 60% всей нефти.

2. Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами. 20% всей нефти.

12% всей нефти.

В подавляющем большинстве случаев эксплуатации скважин происходит движение газожидкостной смеси. Для того, чтобы разобраться в существе дела, рассмотрим принцип действия газожидкостного подъемника.

.

ХАРАКТЕРИСТИЧЕСКАЯ КРИВАЯ ПОДЪЕМНИКА:

Характеристические кривые подъемника при различных погружениях под уровень жидкости.

0 <  < 1.

 = const.

СТРУКТУРЫ ТЕЧЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ В ТРУБАХ.

В отличие от движения однородной жидкости, структура течения газожидкостных смесей характеризуется существенно большим многообразием форм.

Во многих случаях существуют основные структуры и несколько переходных.

3 ОСНОВНЫЕ СТРУКТУРЫ:

1. Пузырьковая (эмульсионная) структура – при больших газосодержаниях.

2. Пробковая структура (снарядная и четочная) – при увеличении расхода газа.

3. Стержневая структура (кольцевая) – при высоких газосодержаниях.

Граница существования режимов течения зависит от скорости смеси, вязкости, поверхностного

Натяжения, абсолютного давления в потоке, пенообразующих свойств жидкости.

В фонтанных и насосных скважинах в основном наблюдается пузырьковое течение смеси в подъемных трубах.

Пробковый режим характерен для газлифтных скважин.

Стержневая структура наблюдается в основном в газоконденсатных скважинах.

2. УРАВНЕНИЕ ДВИЖЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В ПОДЪЕМНИКЕ.

dp = _смgdh + dp_трения.

Разделим правую и левую части на dh:

.

Так как теоретическому расчету движение гжс в подъемнике не поддается, то для нахождения существуют различные эмпирические и полуэмпирические формулы.

По А.П. Крылову, .

q,V – измеряются в м³/с, d – в метрах, а₁, а₂, а₃ – эмпирические коэффициенты.

РАСЧЕТ КРИВЫХ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНЕ.

Поскольку характеристики ГЖС по мере подъема из скважины непрерывно меняются, распределение давления в скважине не будет линейным.

Расчеты берут либо снизу вверх, либо сверху вниз.

1. сверху вниз(необходимо найти Р_заб по известному Р_у).

Используется численный метод.

Задаемся перепадом Р.

Находим Р_ср =P_i + P/2.

Для Р_ср расчитываем свойства нефти – Г_р, Г_скв, , , в_н.

Расчитываем - объемное расходное

газосодержание.  - истинное газосодержание, .

V (расход)=V_газаF_газа.

 = 0,833.

_см = _г  + _ж (1 – )

Р = _смgh + P_тр.

Т.е. из Р находим h.

По Р_заб расчитать Р_у. В этом случае расчеты ведутся снизу вверх. Задаются величиной Р, находят среднее давление Р_ср = Р_заб – (Р/2), считают свойства нефти: ,  и находят  h.

28.03.2002. ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН.

Под Фонтанным способом эксплуатации скважин понимается подъем нефти н поверхность за счет природной энергии. Различают Артезианское фонтанирование и фонтанирование за счет энергии выделяющегося из нефти газа.

1. АРТЕЗИАНСКОЕ ФОНТАНИРОВАНИЕ.

Р_пл > gH.

P_у >P_нас.

 Самарская область – Яблоневый овраг

• Калининградская область – Кравцовское месторождение

Р_нас = 2,5Мпа.

Р_у = 3 – 4 Мпа.

2. ФОНТАНИРОВАНИЕ ЗА СЧЕТ ВЫДЕЛИВШЕГОСЯ ИЗ НЕФТИ ГАЗА.

Р_пл>_ср^ГЖСgH .

Продукция скважины поднимается по НКТ. Штуцер 16 необходим для регулирования работы фонтанной скважины. Устьевая арматура предназначена для управления эксплуатации скважины и проведения различных технологических операций (глушение освоения и т.д.).

Воронка на нижнем конце НКТ служит для того, чтобы предотвратить обрыв глубинных приборов, опускаемых на проволоке при их подъеме с забоя скважины.

Через кран 18 отбирают пробу продукции на обводненность.

СХЕМЫ ФОНТАННЫХ АРМАТУР ДЛЯ ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЙ (применяется при наличии песка в добываемой продукции и при добыче коррозионно-активной продукции):

ОБОРУДОВАНИЕ ЗАБОЯ ФОНТАННОЙ СКВАЖИНЫ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ.

Пакер применяется для того, чтобы изолировать эксплуатационную колонну от воздействия агрессивной среды.

Клапан – отсекатель перекрывает проходное сечение НКТ в аварийных ситуациях (например, при разрушении устьевой арматуры).

Циркуляционный клапан предназначен для проведения технологических операций по глушению и освоению скважины.

Через ингибиторный клапан подают реагенты – ингибиторы корррозий.

ДОСТОИНСТВА, НЕДОСТАТКИ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ФОНТАННОГО СПОСОБА ДОБЫЧИ НЕФТИ.

ДОСТОИНСТВА:

1. Простота и надежность

2. Высокий межремонтный период работы скважины

3. Возможность проведения комплекса гидродинамических исследований на забое скважины.

НЕДОСТАТКИ:

Невозможность фонтанирования с требуемыми дебитами при увеличении обводненности продукции.

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ:

Скважины с хорошими значениями проницаемости призабойной зоны, высокими пластовыми давлениями, средним и высоким газовым фактором.

ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН.

В тех случаях, когда фонтанные режимы не обеспечивают требуемы дебитов, можно дополнительно подавать газ в скважину и увеличить за счет работы газа дебит жидкости. Такой способ эксплуатации называют газлифтом.

КОНСТРУКЦИИ ГАЗЛИФТНЫХ ПОДЪЕМНИКОВ.

Двухрядный подъемник позволяет вести эксплуатацию газлифтной скважины с эксплуатационной колонной. Недостаток – высокая металлоемкость. Наименьшей материалоемкостью обладает однорядный подъемник.

НЕДОСТАТОК ОДНОРЯДНОГО ПОДЪЕМНИКА:

На эксплуатационную колонну действует высокое давление закачиваемого газа, кроме того, в этом газе могут накапливаться H₂S и другие агрессивные компоненты.

1,5 – рядный подъемник является своеобразным компромиссом между одно- и двухкомпонентным подъемниками.

Хвостовик меньшего диаметра – для избавления от излишней металлоемкости.

НЕДОСТАТОК 1,5 – РЯДНОЙ СХЕМЫ – невозможность изменения относительного погружения подъемника при необходимости изменения режима работы.

С Л Е Д У Ю Щ А Я С Х Е М А О Б О Р У Д О В А Н И Я С К В А Ж И Н П Р И М Е Н Я Е Т С Я Н А П Р А К Т И К Е (ОДНОРЯДНАЯ СХЕМА):

Затрубное пространство перекрыто пакером,

газ подают через специальный клапан.

Схема позволяет избежать нежелательных

пульсаций при работе газлифтной скважины.

29.03.2002.

ПУСК ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЫ. МЕТОДЫ СНИЖЕНИЯ ПУСКОВЫХ ДАВЛЕНИЙ.

P_г^max = _жgH + P_у.

H = 2000м, _ж = 1000кг/м³.

Р_у = 0,1 МПа.

Р_г^max = 20,1 МПа,

Р_г^раб = _гжс^ср gh + Р_тр +Р_у.

Р_г^max = 20 МПа. Р_г^раб = 8 – 9 МПа.

Требуется применение специальных пусковых компенсаторов

высокого давления.

МЕТОДЫ СНИЖЕНИЯ ПУСКОВОГО ДАВЛЕНИЯ.

1. Последовательный допуск НКТ в скважину.

2. Переключение с кольцевой системы на центральную.

3. Задавка жидкости в пласте – эффективен только в высокопродуктивных пластах с низким пластовым давлением.

4. Применение пусковых отверстий: в муфтах НКТ сверлят отверстия для подачи газа.

5. Использование пусковых клапанов.

При использовании клапанов газ сначала вводится через первый клапан, затем

уровень отжимается до второго клапана. После того, как газ начинает поступать в НКТ через второй клапан, первый клапан закрывается. Затем уровень отжимается до третьего клапана, закрывается клапан №2 и так далее.

Закрывают клапан

Р_кf _к+ Р_с f_с.

Открывает клапан сила Ртfк.

Откр.клапана Р_кf_к + Р_сf_с<Р_тf_к.

При разгазировании столба жидкости в НКТ

Р_т падает и клапан закрывается.

УКПН – установка комплексной подготовки нефти.

УПГ – установка подготовки газа.

ГПЗ – газоперерабатывающий завод.

КС – компрессорная станция.

РГ – распределительная гребенка (на устье скважины).

БЕЗКОМПРЕССОРНЫЙ ГАЗЛИФТ.

ГАЗЛИФТ В НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ.

ОБЩАЯ СХЕМА ШТАНГОВОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ, ЕЕ ЭЛЕМЕНТЫ И НАЗНАЧЕНИЕ

Штанговая насосная установки ШНУ состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос (ШСН) со всасываю­щем клапаном / (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном 2 (подвижный) на верхнем конце поршня-плунжера, насосные штанги 3 и трубы.

Кроме того, подземное оборудование может включать раз­личные защитные устройства (газовые и песочные якори, хво­стовики), присоединяемые к приемному патрубку ШСН и улуч­шающие его работу в осложненных условиях (песок, газ).

В наземное оборудование входит станок-качалка (СК), со­стоящий из электродвигателя 9, кривошипа 7, шатуна 8, балан­сира 6, устьевого сальника 5, устьевой обвязки и тройника 4.

Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступатель­ное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску для сочленения с верхним концом поли­рованного штока и откидную или поворотную головку балан­сира для беспрепятственного прохода спуско-подъемных меха­низмов (талевого блока, крюка, элеватора) при подземном ре­монте.

Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в под­шипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами 7 с помощью двух шатунов 8, расположенных по обе стороны редуктора. Кривошипы с подвижными противовесами могут пе­ремещаться относительно оси вращения главного вала редук­тора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противо­весы необходимы для уравновешивания СК.

Редуктор с постоянным передаточным числом, маслоза-полненный, герметичный имеет трансмиссионный вал, на од­ном конце которого предусмотрен трансмиссионный шкив, со­единенный клиноременной передачей с малым шкивом электро­двигателя 9. На другом конце трансмиссионного вала имеется тормозной барабан. Опорный подшипник балансира укреплен на металлической стойке-пирамиде.

Все элементы станка-качалки — пирамида, редуктор, элек­тродвигатель — крепятся ..к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тор­мозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном положении. Точка сочленения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие, которых для этого преду­смотрено несколько. Этим достигается сту­пенчатое изменение амплитуды, качаний ба­лансира, т. е. длины хода штанг. Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то изменение частоты качаний достигается только изменением пе­редаточного числа клиноременной трансмис­сии и сменой шкива на валу электродвига­теля на больший или меньший диаметр.

Промышленностью выпускается большое число станков-качалок различных типораз­меров (так называемый нормальный ряд) грузоподъемностью на головке балансира от 10 до 200 кН, в соответствии с широким диа­пазоном глубин и дебитов скважин, которые приходится оборудовать штанговыми уста­новками (ШСНУ). Типоразмеры СК и их основные параметры регламентиру­ются госстандартом.

Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2 — 4 м) цилиндра той или иной конструкции. На нижнем конце цилин­дра укреплен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе вверх. Цилиндр подвешивается на трубах. В нем помещается поршень-плунжер, выполненный в виде длиной (1 – 1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан, так же открывающийся вверх. Плунжер подвешивается на штангах. При движении плунжера вверх жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнетательный клапан. Таким образом, плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость. При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается. Плунжер превращается в поршень и поднимает жидкость на высоту, равную длине хода (0,6 – 6м ). Накапливающаяся под плунжером жидкость достигает устья скважины и через тройник поступает в нефтесборную сеть.

2004. КОЭФФИЦИЕНТ ПОДАЧИ ШТАНГОВОГО ГЛУБИННОГО НАСОСА.

Q_т = 1440F  S  n, м³/сут (1)

n – число двойных ходов в минуту

1440 – число минут в сутках

F – площадь сечения цилиндра

S – длина хода

Q_т – теоретическая подача

КОЭФФИЦИЕНТ ПОДАЧИ (2)

 = ₁  ₂  ₃  ₄

₁ – коэффициент наполнения;

₂ – коэффициент потери длины хода плунжера;

₃ – коэффициент утечек;

₄ – коэффициент усадки(усадки нефти на поверхности по сравнению со скважинным объемом).

Коэффициент наполнения: при наличии свободного газа на приеме насоса часть объема цилиндра насоса заполняется газом. Вследствие этого снижается подача жидкости, а степень её снижения характеризует коэффициент наполнения.

Чтобы уменьшить вредное влияние свободного газа на работу насоса, применяют специальные устройства – газовые якоря.

С ХЕМА ГАЗОВОГО ЯКОРЯ.

КОЭФФИЦИЕНТ ПОТЕРИ ДЛИНЫ ХОДА ПЛУНЖЕРА. Потеря хода плунжера возникает вследствие упругих деформаций колонны штанг при растяжении.

КОЭФФИЦИЕНТ УТЕЧКИ. Утечки происходят в зазоре между плунжером и цилиндром, в клапанах, а также в резьбовых соединениях колонны НКТ.

КОЭФФИЦИЕНТ УСАДКИ.

Штанговые насосы бывают различной конструкции.

Выделяют две основные группы: не вставные и вставные насосы.

У не вставных насосов цилиндр спускается на НКТ. Для смены насоса необходимо вначале извлечь плунжер, который поднимают на штангах, а затем – цилиндр. Его поднимают на поверхность, извлекая НКТ.

Существуют конструкции с ловителем и штоком.

Конструкция с захватным штоком обеспечивает надежное извлечение клапана, однако при добыче нефти со значительным содержанием газа происходит существенное снижение коэффициент наполнения, это вызвано большим объемом мертвого пространства между всасывающим и нагнетательным клапанами.

При ходе плунжера вверх газ расширяется и разрежение в приемной камере насоса достигается существенно позже.

В насосах с ловителем мертвое пространство минимально, однако в реальных скважинных условиях поймать клапан не так то и просто…

Применение вставных насосов позволяет существенно снизить затраты на спускоподъемные операции, так как насос спускается на штангах.

Однако для того, чтобы насос целиком извлекался на поверхность, необходимо, чтобы наружный диаметр цилиндра был меньше, чем внутренний диаметр НКТ. Это ограничивает подачу вставных насосов.

В промысловых условиях нормальным значением коэффициента подачи считается величина не менее 0,6.

Иногда, если скважина фонтанирует через насос, значения коэффициента подачи могут быть больше 1. Одним из диаметров, негативно влияющим на надежность насоса, является наличие песка в откачиваемой жидкости.

Для защиты насоса в этом случае применяются песочные якоря.