15)Какие различают тепловые методы воздействия на пзс?

Тепловое воздействие – один из наиболее эффективных методов воздействия на пласт для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи. Тепловая обработка призабойной зоны скважины целесообразна при добыче тяжелых вязких нефтей или нефтей с высоким содержанием парафина и асфальтосмолистых компонентов. Повышение продуктивности скважин при тепловом воздействии определяется следующими явлениями: растворением отложившихся на стенках поровых каналов парафинов и асфальтено-смолистых веществ, изменением реологических свойств нефти, возникновением термических напряжений и микроразрушением горных пород.

При повышении температуры выпавшие парафинистые и асфальтено-смолистые вещества растворяются в нефти, в результате этого увеличивается радиус поровых каналов и, соответственно, проницаемость пористой среды. Кроме того, проницаемость может возрасти за счет образования микротрещин при нагреве. Последнее определяется тем, что материал породы неоднороден, поэтому разные компоненты материала обладают различными модулями упругости и коэффициентами термического расширения. В результате нагрева различные микроэлементы расширяются по-разному, возникают термоструктурные напряжения, которые при незначительных повышениях температуры могут превышать предел текучести породы.

Влияние температуры на интенсификацию добычи за счет изменения реологических свойств нефти носит более сложный характер. При нагреве происходит резкое снижение вязкости и предельного напряжения сдвига, в результате этого дебит скважины возрастает. Однако при этом снижаются упругие свойства нефти. Упругие свойства выравнивают профиль притока. Поэтому ослабление вязкоупругих свойств нефти при нагреве вызовет усиление неравномерности профиля притока, несмотря на общее увеличение дебита скважины. Это уменьшит объемы нефти, добываемой из низкопроницаемых пропластков, будет способствовать преждевременному обводнению скважины.

Призабойную скважину прогревают закачкой пара, термохимическим воздействием или с помощью скважинного электронагревателя.

При паротепловой обработке призабойной зоны пласт нагревают за счет закачиваемого в него перегретого водяного пара. После определенного времени нагнетания устье скважины на некоторое время закрывают. Затем эксплуатацию скважины возобновляют.

В скважину, выбранную для паротепловой обработки, спускают насосно-компрессорные трубы с термостойким пакером, который устанавливают над верхними отверстиями фильтра. Пакер изолируют фильтровую зону, через которую проходит пар, от эксплуатационной колонны и предохраняют ее от высокой температуры нагнетаемого в скважину пара.

Пар для теплового прогрева призабойной зоны получают от парогенераторных установок. Существенным фактором, ограничивающим применение паротеплового воздействия, является глубина скважины, которая обусловливает значительные теплопотери. При достаточной глубине скважины на забой будет поступать сконденсированная вода, вследствие чего эффективность воздействия снижается.

В скважинах, добывающих парафинистые нефти, обычно происходит запарафинирование насосно-компрессорных труб, уменьшение их внутреннего диаметра. В результате гидравлические потери возрастают, что приводит к снижению дебита. Для депарафинизации НКТ в скважинах и выкидных линиях используют пар, который получают в передвижных паровых установках ППУ, монтируемых на шасси автомобилей

16. Для чего предназначаются скважины и какие методы исследования скважин существуют? Как проводят исследование скважин при установившихся режимах?

Скважина – цилиндрическая горная выработка пространственной ориентации, диаметр которой существенно меньше ее длины, предназначенная для сообщения продуктивного горизонта с земной поверхностью.Существующие многочисленные методы исследования скважин и технические средства для их осуществления предназначены для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока нефти, воды и газа в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки. Исследования скважин проводят для определения пластовых параметров фильтрации.. Основными видами исследования являются гидродинамические и термодинамические, которые основываются на глубинных измерениях. Также существуют специальные исследования – гидрохимические, геофизические.Промысловые исследования проводят как при установившемся режиме работы скважин или при установившемся притоке, так и при неустановившемся (после остановки, пуска или смены режима).Геофизические методы исследования основаны на физических явлениях, происходящих в горных породах и насыщающих их жидкости при взаимодействии их со скважинной жидкостью и при воздействии на них радиоактивного искусственного облучения или ультразвука.Гидродинамические методы исследования. Они основаны на изучении параметров притока жидкости или газа к скважине при установившихся или при неустановившихся режимах ее работы. Параметрами притока являются дебит, давление или их изменения.Скважинные дебитометрические исследования. Они позволяют определить приток жидкости вдоль интервала вскрытия в добывающих скважинах (профили притока) и интенсивность поглощения в нагнетательных скважинах (профили поглощения) с помощью регистрирующих приборов – дебитомеров и расходомеров, спускаемых в скважину и перемещаемых вдоль перфорированного интервала. Метод исследования при установившемся притоке иногда называют методом исследования при установившихся отборах по отношению к эксплуатационным скважинам и методом установившегося нагнетания по отношению к нагнетательным скважинам.Сущность метода заключается в том, что в эксплуатационных скважинах несколько раз изменяют режим работы, т.е. меняют дебит и после установления режима замеряют дебит и забойное давление. В нагнетательных скважинах несколько раз изменяют режим работы путем изменения количества нагнетаемой воды и замеряют установившееся давление нагнетания и расход воды. Режим на фонтанной скважине изменяют сменой штуцера на выкидной линии; на газлифтной скважине – изменением режима подачи рабочего агента, т.е. давления и расхода закачки газа или воздуха; на скважине, оборудованной штанговой скважинной установкой, изменением длины хода полированного штока, числа качаний, глубины подвески. Для правильного проведения исследований необходимо, чтобы при каждой депрессии скважина вышла на установившийся режим.

17. Как проводят исследование скважин при установившихся и неустановившихся режимах работы скважин?

Сущность метода заключается в том, что в эксплуатационных скважинах несколько раз изменяют режим работы, т.е. меняют дебит и после установления режима замеряют дебит и забойное давление. В нагнетательных скважинах несколько раз изменяют режим работы путем изменения количества нагнетаемой воды и замеряют установившееся давление нагнетания и расход воды. Режим на фонтанной скважине изменяют сменой штуцера на выкидной линии; на газлифтной скважине – изменением режима подачи рабочего агента, т.е. давления и расхода закачки газа или воздуха; на скважине, оборудованной штанговой скважинной установкой, изменением длины хода полированного штока, числа качаний, глубины подвески. Для правильного проведения исследований необходимо, чтобы при каждой депрессии скважина вышла на установившийся режим. Формула радиального притока жидкости к скважине при постоянной гидропроводности вдоль радиуса имеет вид, (1) совершенных скважин. Исследование скважин при неустановившихся режимах. Гидродинамические методы исследования скважин при неустановившихся режимах основываются на законах упругого режима. Упругие свойства пласта и насыщающей его жидкости или газа независимо от размера пластовой системы существенно проявляются при быстром изменении режима работы отдельных скважин или одновременно многих скважин. Такие изменения называют возмущениями, а скважины, в которых быстро изменяют режим работы, возмущающими скважинами или источн возмущения. Рассмотрим возмущающую одиночную скважину, работающую в бесконечно большом упругом пласте.Границу воронки депрессии вокруг работающей скважины называют контуром питания, а радиус воронки R_к – радиусом контура питания. На контуре действует давление р_к , а на забое скважины при установившейся работе – давление р_с. Если скважину мгновенно остановить или резко изменить режим его работы, то вокруг нее начнется неустановившейся процесс перераспределения давления. Для объяснения происходящих при этом явлений нужно учитывать изменение плотности жидкости вокруг скважины. Давление является функцией плотности, т.к. р = ρgh. Исследование на неустановившихся режимах позволяет качественно оценить изменение проницаемости или наличие непроницаемых включений в удаленных областях пласта.

18. Как проводят термодинамические исследования скважин

Термодинамические исследования скважин Известно, что колебания температуры на земной поверхно¬сти вызывают изменения температуры на малой глубине. Суточные колебания температуры затухают на глубине менее метра и годовые — на глубине примерно 15 м. Этот уровень называют нейтральным слоем, ниже которого температура постоянна и равномерно нарастает от действия теплового потока, идущего из глубины земли. Общий тепловой поток земного шара составляет 25,12 млрд. кДж/с. Для создания такого теплового потока нужно в сутки сжигать 50 млрд. м3 метана. Интенсивность или мощность теплового потока q связана простым соотношением с теплопроводностью λ и температурным градиентом Г = dT/dx: Если тепловой поток постоянен, то, замеряя распределение температурного градиента, можно оценить значения λ горных пород и дифференцировать их по этой величине. В однородной толще осадочных пород геотерма Т(х), стационарного теплового потока будет представляться прямой линией с наклоном, соответствующим температурному градиенту земли Г = dT/dx, имеющему различные значения в различных геологических районах земли (в среднем Г ≈0,03°С/м). При чередовании горизонтальных пластов с различными коэффициентами теплопроводности геотерма стационарного теплового потока земли будет представляться ломаной линией, состоящей из прямолинейных отрезков с различными углами наклона. Чем меньше теплопроводность λ, тем больше наклон линии Т(х) против данного прослоя. Отклонения от естественной геотермы Т(х) связываются с гидро- и термодинамическими процессами, происходя¬щими в пластах и, что особенно интересно, в продуктивном перфорированном интервале.

19. Для чего необходимы скважинные дебитометрические исследования?

Скважинные дебитометрические исследования.

Скважинные дебитометрические исследования. Они позволяют определить приток жидкости вдоль интервала вскрытия в добывающих скважинах (профили притока) и интенсивность поглощения в нагнетательных скважинах (профили поглощения) с помощью регистрирующих приборов – дебитомеров и расходомеров, спускаемых в скважину и перемещаемых вдоль перфорированного интервала.

Скважинные дебитометрические исследования дают важную информацию о действительно работающей толщине пласта, о дебите отдельных пропластков, о результатах воздействия на пропластки с целью интенсификации притока или увеличения поглотительной способности скважин. Эти исследования дополняются одновременным измерением влагосодержания потока, давления, температуры и их распределением вдоль ствола скважины.

20. Какие существуют приборы для гидродинамических исследований скважин?

20. Техника и приборы для гидродинамических исследований скважин.

Гидродинамические методы исследования. Они основаны на изучении параметров притока жидкости или газа к скважине при установившихся или при неустановившихся режимах ее работы. Параметрами притока являются дебит, давление или их изменения. Исследование при установившихся режимах позволяет получить важнейшую характеристику работы скважины – зависимость притока жидкости от забойного давления или положения динамического уровня. Без этой зависимости невозможно определить обоснованные дебиты скважины и технические средства для поджидкости. Этот метод позволяет определить гидропроводность пласта ε =kh/μ призабойной зоны.

Исследование при неустановившихся режимах позволяет определить пьезопроводность, т.е. перераспределение пластового давления, а также некоторые особенности удаленных зон пласта, такие как ухудшение или улучшение гидропроводности на периферии или выклинивание проницаемого пласта. Техника для гидродинамических исследований скважин зависит от способа эксплуатации.

21. Что характеризуют кривые работы газожидкостного подъемника?

При скважинной добыче нефти практически всегда происходит выделение газа. когда к башмаку подъемной трубы подводится так много газа, что при постоянном перепаде давления будет идти только газ, ибудет расходоваться на преодоление всех сопротивлений, вызванных движением по трубе чистого газа. Расход этого газа пусть будетV=V₃ . Если к башмаку подать еще больший расход (V>V₃), то излишек газа не сможет пройти через подъемную трубу, так как ее пропускная способность при данных условиях (L, d, Δp) равна только V₃, и устремится мимо трубы, оттесняя от башмака жидкость. При этом расход жидкости будет равен нулю (q=0). Таким образом, из этого опыта можно сделать следующий вывод.

При V<V₁ q=0 (H < L).

При V=V₁ q=0 (H=L) (начало подачи).

При V₁<V<V₂ 0<q<q_max (H>L).

При V=V₂ q=q_max (точка максимальной подачи).

При V₂<V<V₃ 0<q<q_max.

При V=V₃ q=0 (точка срыва подачи).

Обычно правая ветвь кривой q(V) (рис. 2) пологая, левая крутая. Для всех точек кривой постоянным является давление p₁, так как погружение h в процессе опыта не изменялось. Существует понятие – относительное погружение ε=h/L. Таким образом, для данной кривой ее параметром будет величина относительного погружения ε.

Р2 .Зависимость подачи q газожидкостного подъемника от расхода газа V

Р 3. Семейство кривых q(V) для газожидкостного подъемника данного диаметра Определим зависимость положения кривых q(V) от погружения. Поскольку на величину ε никаких ограничений не накладывалось, то при любых ε, лежащих в пределах 0<ε<1, вид соответствующих кривых q(V) будет одинаковый. При увеличении ε новые кривые q(V) обогнут предыдущие, так как с ростом h потребуется меньший расход газа для наступления перелива. По тем же причинам возрастет q_max , а точка срыва подачи на соответствующих кривых сместится вправо. При уменьшении ε все произойдет наоборот. Новые кривые q(V) расположатся внутри прежних и при ε=0 кривая q(V) выродится в точку. Другой предельный случай ε=1 (h=L; 100% погружения). В этом случае при бесконечно малом расходе газа произойдет перелив. Точка начала подачи сместится в начало координат. Кривая q(V) для ε=1 начнется в начале координат и обогнет все семейство кривых. Таким образом, каждый газожидкостный подъемник характеризуется семейством кривых q(V), каждый из которых будет иметь свой параметр ε (рис. 3).

22.Как определяется коэффициент полезного действия процесса движения газожидкостных смесей в скважине?

На каждой кривой q(V) имеется еще одна характерная и очень важная точка, точка так называемой оптимальной производительности, соответствующая наибольшему к.п.д.Если проанализировать произвольную кривую q(V), для которой ε=const, то для нее будут следующие рассуждения.Из определения понятия к.п.д. η следует, что .Полезная работазаключается в поднятии жидкости с расходомна высоту, так что .Затраченная работа - это работа газа, расход которого, приведенный к стандартным условиям, равен. Полагая для простоты, что процесс расширения газа изотермический, на основании законов термодинамики идеальных газов можем записать ,где - абсолютное давление у башмака;- абсолютное давление на устье,- атмосферное давление.Подставляя получим

.все величины, кроме и, постоянны, так как рассматривается одна кривая, для которой. Следовательно, для данной кривой ,где С – константа.

Поэтому к.п.д. имеет максимальное значение в той точке, в которой отношение q/V максимально. Но q/V=tgφ, так как q – ордината, V – абсцисса, φ – угол наклона прямой, проведенная из начала координат через данную точку (q, V). Только для касательной tgφ будет иметь максимальное значение, так как только для нее угол φ максимален. Поэтому в точке касания прямой, проведенной из начала координат с кривой q(V), получают такой дебит q и такой расход газа V, для которых к.п.д. процесса будет наибольшим. Расход q при максимальном к.п.д. называют оптимальным дебитом q_опт. Таким образом, для любой кривой q(V), имеющей , оптимальный расход жидкости определяется как точка касания касательной, приведенной из начала координат.

23.Что характеризует зависимость удельного расхода газа от общего расхода газа в теории движения газожидкостных смесей в скважине?

Удельным расходом газа называют отношени . Из определения следует, что для точек начала и срыва подачи, когда q=0, а V>0, удельный расход R обращается в бесконечность. Для режима оптимальной подачи, когда к.п.д. имеет максимальное значение, R имеет минимальное значение. При максимальном к.п.д. должно расходоваться минимально возможное количество газа на подъем единицы объема жидкости. При режиме максимальной подачи q_max к.п.д меньше максимального η < η_max . Поэтому и удельный расход газа R будет при этом режиме больше оптимального. Величина R может быть получена для любой точки кривой q(V) путем деления абсциссы на ординату данной точки (рис. 5). Зависимость удельного расхода газа R от общего расхода газа V для данной кривой q(V)

24.Что характеризует идеальный и полуидеальный лифт в теории движения газожидкостных смесей в скважине?

В теории движения ГЖС существуют важные понятия, че­рез которые определяется плотность смеси. Это расходное га­зосодержание и истинное газосодержание.

Расходное газосодержание потока ГЖС определяется как отношение объемного расхода газа V к общему расходу смеси V + q:

. (16 ) Истинное газосодержание потока ГЖС учитывает скольже­ние газа и поэтому является отношением площади, занятой газом , ко всему сечению трубы:. (17) Тогда

. (18 ) (23)

Таким образом, плотность идеальной смеси (23) определяется расходным газосодержанием , а плотность реальной смеси (18)—истинным.

Таким образом, () для идеального подъемника будет яв­ляться прямой в виде диагонали квадрата линия 1 (рис. 3). Во всех других случаях приb>1, т. е. при а>0(с_г>с_ж), полу­чим <.

Рисунок 3. Зависимость отпри отсутствии скольжения газа (=, линия 1) и при скольжении (<, линия 2) На диаграмме() линия 2 проходит ниже диагонали. Чем больше скольжение, т. е. чем большеа, а следовательно, и b, . тем ниже пройдет линия ().Относительная скорость газаа зависит от следующих фак­торов: дисперсности газовых пузырьков, а следовательно, структуры движения ГЖС; вязкости жидкой фазы; разности плотностей газа и жидкости, от которой зависит подъемная сила; диаметра трубы и газонасыщенности потока ГЖС.

25.Как определяют истинное и расходное газосодержание?

В теории движения ГЖС существуют важные понятия, че­рез которые определяется плотность смеси. Это расходное га­зосодержание и истинное газосодержание.

Расходное газосодержание потока ГЖС определяется как отношение объемного расхода газа V к общему расходу смеси V + q:

. (16 ) Истинное газосодержание потока ГЖС учитывает скольже­ние газа и поэтому является отношением площади, занятой газом , ко всему сечению трубы:. (17) Тогда

. (18 ) (23)

Таким образом, плотность идеальной смеси (23) определяется расходным газосодержанием , а плотность реальной смеси (18)—истинным.

26.Какие существуют основные задачи при проектировании или анализе работы установок для подъема жидкости из скважин? Уравнение баланса давлений при движении газожидкостной смеси в скважине.

При проектировании или анализе работы установок для подъема жидкости из скважин, когда по НКТ движется ГЖС, основным вопросом является определение потерь давления, связанных с этим движением. Рассматривая некоторый участок вертикальной трубы, в которой движется ГЖС, можно записать , (1)

где - давление в нижней части трубы,- давление, уравновешивающее гидростатическое давление столба ГЖС,- потери давления на преодоление сил трения при движении ГЖС,- потери давления на создание ускорения потока ГЖС, так как его скорость при движении в сторону меньших давлений увеличивается из-за расширения газа;- противодавление на верхнем конце трубы.Уравнение (1) справедливо для всех случаев: короткой и длинной трубы, вертикальной и наклонной и является основным при расчете потерь давления и их составляющих.При практических расчетах могут возникнуть две основные задачи, когда известно давление вверхуи требуется определить давление внизуили наоборот. При этом все другие условия, такие как длина трубы, ее диаметр, расход поднимаемой жидкости, свойства жидкости и газа и другие, должны быть известны. Это так называемые прямые задачи. Но могут возникнуть и другие задачи, которые можно назвать обратными. Например, требуется определить расход поднимаемой жидкостипри заданном перепаде давления. Или определить необходимое количество газа Г₀ для подъема заданного количества жидкости при заданном перепаде давленияи ряд других задач. Во всех случаях необходимо знать слагаемые, входящие в уравнение баланса давления (1).Обозначим- плотность жидкости,- длина трубы по вертикали,- плотность ГЖС,- потеря напора на трение на участке трубы длиной в 1 м столба ГЖС,- потеря напора на ускорение на участке трубы длиной в 1 м столба ГЖС. С учетом этих обозначений уравнение (1) запишется в виде.(2) Разделив обе части равенства (2) на , найдем. (3)

Обозначим через , (4)который является действующим перепадом давления, выраженным в метрах столба поднимаемой жидкости, отнесенным к 1 м длины трубы.

Если известно давление внизу , то . (10)

Таким образом, задача сводится к расчету потерь давления на коротких участках подъемника при заданных параметрах движения (q, d, Г, ρ и пр.) и последующем их суммировании. Очевидно, чем больше n, т.е. чем меньше , тем точнее будет такое решение.

27.Как определяется плотность реальной и идеальной смеси при движении газожидкостной смеси в скважине?

При движении газожидкостной смеси по трубе через ее сечение проходит некоторое количество газа и жидкости. Если принять, что все газовые пузырьки занимают в сечении трубы суммарную площадь , а жидкость — остающуюся площадь в том же сечении, так что

,где — площадь сечения трубы. Плотность ГЖС в таком случае определится как средневзвешенная

. где и— плотность жидкости и газа при термодинамиче­ских условиях сечения. Обычнообозначают через. Тогда,,

. Плотность идеальной смеси. Величина называетсяистинным газосодержанием по­тока. Плотность реальной смеси , где- увеличение плотности смеси, обусловленное скольже­нием. Для определенияк (8) прибавим и отнимемсогласно (9), далее группируя слагаемые, делая некоторые преобразования, после приведения к общему знаменателю и группировки слагаемых найдем

. (14)

Из сопоставления (14), (13) и (9) следует

. (15)

При b=1 (отсутствие скольжения газа c_г = с_ж) числитель в (15) обращается в нуль и = 0. Утяжеление ГЖС не происходит. С увеличениемb (b>l) монотонно увеличива­ется (рис. 7.9). Заштрихованная часть графика показывает увеличение плотности ГЖС за счет скольжения газа.

28. Какое условие является обязательным для работы фонтанирующей скважины. Как определяется условие совместной работы пласта и фонтанного подъемника?

Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик и давление на забоях скважин достаточен для преодоления гидростатического давления столба жидкости в скважине, противодавления на устье и давления, расходуемое на преодоление трения движения жидкости. Условием фонтанирования скважины является равенство:, (1)

где - давление на забое скважины;- гидростатическое давление столба жидкости в скважине;- потери давления на трение в НКТ,- противодавление на устье.

Как известно, приток жидкости из пласта в скважину мо­жет быть определен общим уравнением притокаQ = K(p_п — p_c)ⁿ. (12) Решая относительно р_c, по­лучим . При совместной работе пласта и фонтанного подъем­ника на забое скважины уста­навливается общее забойное давление, определяющее со­гласно (12) такой при­ток жидкости, который фон­танные трубы будут в состоя­нии пропустить при данной глубине скважины, противодавлении на устье, диаметре труб и т. д. Для определения этого притока приравняем правые части уравнений (1) и (13).

. (14) Левая часть равенства зависит от Q, так как р_тр и р_у зави­сят от расхода. С увеличением расхода трение и противодавле­ние возрастают, тогда как р_г не зависит от Q. Введем в левую часть (14) некоторую функцию от Q. Тогда . (15)

Из этого равенства надо найти Q, которое обращало бы (15) в тождество. Для этого, задаваясь различными значениями Q, вычисляем левую часть равенства (15) ;

(16) и правую часть равенства . (17)

Далее строятся два графика A(Q) и B(Q). С увеличением Q величина А должна возрастать, а величина В уменьшаться, как показано на рис. 1.

Рисунок 1. Совместное решение урав­нения работы подъемника A(Q)

и уравнения притока жидкости из пла­ста в скважину B(Q)

Точка пересечения линий A(Q) и B(Q) определит условие совместной работы пласта и фонтанного подъемника, т. е. даст дебит скважины Q_c и соответствующее этому дебиту забойное давление р_c. Подобные расчеты могут быть сделаны для труб различного диаметра, а также и для условий фонтанирования через межтрубное пространство. Из найденных решений может быть выбрано то, которое лучше отвечает технологическим ус­ловиям разработки и эксплуатации месторождения.

29.В каких случаях возникает фонтанирование скважин за счет энергии расширения газа?

Это наиболее распространенный способ фонтанирования неф­тяных скважин. Уже было отмечено, что при артезианском фонтанировании в фонтанных трубах движется негазированная жидкость (нефть), поэтому, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба такой жидкости, забойное давление должно быть достаточно высоким.При фонтанировании за счет энергии газа плотность столба ГЖС в фонтанных трубах мала, поэтому гидростатическое дав­ление столба такой смеси будет меньше. Следовательно, и для фонтанирования скважины потребуется меньшее забойное дав­ление. При движении жидкости по НКТ от забоя к устью дав­ление уменьшается, и на некоторой высоте оно становится рав­ным давлению насыщения р_нас, а выше — ниже давления насы­щения. В зоне, где р<р_нас, из нефти выделяется газ, причем этого газа становится тем больше, чем меньше давление, т. е. чем больше разница давлений Δp = p_нас-р. Таким образом, нефть при фонтанировании разгазируется в результате выде­ления из нее растворенного газа, перехода его в свободное состояние и образования ГЖС с плотностью, существенно меньшей плотности чистой нефти. В описанном случае фонтанирование будет происходить при давлении на забое скважины, превышающем давление насыщения (р_с>р_нас), и газ будет вы­деляться на некоторой высоте в НКТ.Возможен другой случай, когда фонтанирование происходит при давлении на забое скважины ниже давления насыщения (р_с<р_нас). При этом на забой скважины вместе с нефтью по­ступает свободный газ, к которому, по мере подъема нефти по НКТ, добавляются дополнительные порции свободного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления. Масса свободного газа, приходящегося на единицу массы жидкости, по мере подъема увеличивается. Объем свободного газа также уве­личивается за счет его расширения. В результате газонасыщен­ность потока возрастает, а его плотность соответственно сни­жается.Таким образом, фонтанирование скважины может происхо­дить при давлении на забое р_с выше или ниже давления насы­щения р_нас.Сделаем несколько предварительных общих определений. Очевидно, давление на забое фонтанной скважины в любом случае будет равно, где р_б — давление у башмака НКТ при фонтанировании сква­жины с постоянным дебитом, р=(Н—L)ρg— гидростатическое давление столба жидкости между башмаком и забоем высотой Н—L, где Н—глубина скважины, L — длина НКТ; ρ — средняя плотность жидкости в этом интервале.

30.Как определяется условие фонтанирования скважин с помощью эффективного газового фактора?

Фонтанирование возможно лишь в том случае, если энергия, приносимая на забой жидкостью, равна или больше энергии, необходимой для подъема этой жидкости на поверхность при условии, что фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, т. е. на режиме наибольшего к. п. д. если из пласта поступает газа больше или столько, сколько нужно для подъема 1 м³ жидкости на режиме наивысшего к. п. д., то фонтанирование возможно.

Среднее количество свободного газа определяется как раз­ность полного газового фактора Г₀ и количества растворен­ного газа, которое определяется как произведение коэффициента растворимости на р_ср, взятое в избыточных единицах давления

Далее необходимо учесть, что вода, сопровождающая нефть, практически не содержит растворенного газа и замеряемый на промыслах газовый фактор Г₀ относят к чистой необводненной нефти. Поэтому газ, выделяющийся из нефти, расходуется и на подъем воды. Если n — обводненность — доля воды в поднимае­мой жидкости, то газовый фактор, отнесенный к 1 м³ жидкости, будет равен Г_ср(1-n).

Таким образом, газовый фактор, определяющий количество кубических метров газа при стандартных условиях, находяще­гося в свободном состоянии при среднем давлении в подъем­нике, и отнесенное к 1 м³ жидкости (обводненной нефти) и бу­дет тем газовым фактором, который можно приравнять к величине R_опт. Этот газовый фактор называется эффективным газовым фактором и обозначается Г_эф. Поэтому с учетом рас­творимости газа условие фонтанирования теперь запишется так:

31 Как определяются диаметры фонтанных труб для обеспечения максимальной и оптимальной подач?

.Дебиты фонтанных скважин изменяются в широких пределах как по количеству жидкости, так и по количеству попутного газа. С одной стороны, известны фонтанные скважины, дающие более 1000 м³/сут нефти. С другой стороны, есть фонтанные скважины с дебитом порядка 5 м³/сут. Для обеспечения фонтанировання все скважины оборудуются фонтанными трубами (НКТ), которые спускаются в скважину обычно до забоя и с помощью которых осваиваются фонтанные скважины и вызывают приток в них. При наличии в скважине труб возможны различные промывки, воздействие на забой (кислотные обработки, ГРП и пр.), замена одной жидкости другой, продавка скважины газом, задавка скважины путем закачки тяжелой жидкости (соленого или глинистого раствора) и другие операции, необходимость в которых возникает на разных этапах эксплуатации данной скважины и нефтяного месторождения в целом.

Однако для подобных операций существует очень ограниченный по диаметру набор труб. Это трубы следующих условных диаметров: 48, 60, 73, 89 и 102 мм. Однако из этих размеров эксплуатационных труб трубы диаметром 48 и 102 мм почти не употребляются. Наиболее употребительными (примерно 85%) являются трубы диаметром 73 мм. Лишь для фонтанных скважин, имеющих дебит несколько сот метров кубических в сутки, применяются 89 мм трубы. Можно сказать, что выбор диаметра фонтанных труб определяется не дебитом скважины, а удобством и техническими условиями нормальной эксплуатации таких фонтанных скважин. Периодически в скважины приходится спускать различные приборы для исследования, такие как скважинные термометры, манометры и дебитомеры. Возникает необходимость спуска пробоотборников для отбора проб жидкости с самого забоя скважины. Все эти приборы имеют внешний диаметр порядка 40 мм, и для их свободного спуска до забоя, не прекращая при этом работу скважины, необходимо иметь внутренний диаметр труб не менее 73 мм. Наконец, широкое применение 73-мм труб обусловлено и тем, что эксплуатация фонтанных скважин, как правило, сопровождается отложением парафина на внутренних стенках труб, для удаления которого часто применяются механические скребки, спускаемые на стальной проволоке в фонтанные трубы через лубрикатор. Несмотря на то что диаметр фонтанных труб принимается почти всегда без расчета, вопрос о пропускной способности фонтанных труб или о подаче фонтанного подъемника при тех или иных условиях на забое и на устье скважины представляет безусловный интерес и требует своего ответа.

Всякий фонтанный подъемник работает при том или ином относительном погружении

 .

Обычно эти значения лежат в пределах 0,3 - 0,65. Для условия 0,3 < ε <0,65 к. и. д. подъемника при его работе на оптимальном (q_опт) и максимальном (q_max) режимах мало отличаются друг от друга. Поэтому следует стремиться к тому, чтобы фонтанный подъемник работал в промежуточном режиме между q_опт и q_max . Работа вблизи точки q_max отличастся наибольшей устойчивостью. Как было показано в разделе 7.2, в этом режимеdq / dV = 0, т.е. изменение дебита при изменении расхода газа почти не происходит. Работа вблизи точки q_опт характеризуется некоторой неустойчивостью, проявляющейся в пульсации работы фонтанного подъемника. Это объясняется тем, что небольшим случайным изменениям расхода газа соответствуют значительные изменения дебита (dq / dV > 0).

Это послужило основанием А. П. Крылову рекомендовать для практического использования простые формулы для определения подачи газожидкостного подъемника для этих основных двух режимов работы:

 , (8.46)

Поскольку А. П. Крыловым установлено, что q_опт = q_max(1- ε), то подача на режиме наивысшего к. п. д. будет

 . (8.47)

Если Р_б > Р_нас, то в формулы (8.46) и (8.47) необходимо подставить вместо Р_б давление насыщения Р_нас, а вместо L расстояние L_нас от устья до точки, где давление равно Р_нас. Формулы можно решить относительно диаметра d. Соответственно из (8.46) получим

 , (8.48)

и из формулы (8.47)

 . (8.49)

По этим формулам определяется диаметр фонтанных труб, необходимый для обеспечения в одном случае максимальной подачи [формула (8.48)], а в другом - оптимальной [формула (8.49)] при прочих заданных условиях (Р_б,Р_у, L, ρ). Заметим, что формулы (8.46) и (8.47) определяют не дебит фонтанной скважины, а только пропускную способность фонтанных труб при заданных условиях. Для правильного согласования работы фонтанного подъемника с работой пласта необходимо, чтобы приток жидкости из пласта в скважину, который определяется формулой притока, равнялся бы пропускной способности фонтанного подъемника при одном и том же давлении на забое Р_с или давлении у башмака Р_б .

Расчет фонтанного подъемника с использованием приведенных выше формул сводится к определению для проектируемой скважины максимальной и оптимальной подач. Планируемый дебит скважины, определяемый формулой притока, должен лежать в пределах между q_maxи q_опт. Это гарантирует высокий к. п. д. газожидкостного подъемника и устойчивую его работу. Такой подход к расчету оптимизирует работу фонтанного подъемника для текущих условий, но не учитывает возможных изменений условий фонтанирования во времени. Обычно с течением времени условия фонтанирования ухудшаются: растет обводненность, пластовое давление падает, эффективный газовый фактор уменьшается, коэффициент продуктивности также уменьшается. Поэтому, планируя фонтанную эксплуатацию, рекомендуют рассчитывать фонтанные подъемники по максимальной подаче для начальных условий и по оптимальной - для условий конца периода фонтанирования.

Дебит фонтанной скважины определяется совместной работой пласта и фонтанного подъемника; причем законы, управляющие работой пласта, одни, а законы, управляющие процессом движения ГЖС в фонтанных трубах, - другие. Совершенно очевидно, что увеличение давления на забоеР_с снижает приток жидкости из пласта. С другой стороны то же увеличениеР_с (или Р_б) увеличивает подачу фонтанного подъемника. Поэтому если пропускная способность фонтанного подъемника меньше притока, избыточная жидкость будет накапливаться в скважине. В результате давление Р_с будет расти. Это повлечет за собой увеличение подачи подъемника, с одной стороны, и снижение притока - с другой. Установившаяся работа этой системы пласт - скважина наступает тогда, когда приток сравняется с отбором.

Этой установившейся работе системы пласт - скважина будет соответствовать некоторое давление на забое Р_с , которое может быть найдено из условия равенства притока и подачи фонтанного подъемника.

Как известно, приток определяется формулой

 , (8.50)

Пропускная способность подъемника па режиме максимальной подачи определяется формулой (8.46). Если трубы спущены до забоя, то Рб = Рс. Если они подняты выше так что L < H, то

 , (8.51)

С учетом (8.51) формула (8.50) перепишется так:

 . (8.52)

Приравнивая правые части формулы притока (8.52) и формулы пропускной способности подъемника (8.46), получим

. (8.53)

Равенство (8.53) удовлетворяется при определенном значении Рб, так как остальные величины задаются. Левая часть равенства (8.53) сростом Рб уменьшается нелинейно. Правая часть возрастает по параболе в степени 1,5. Пересечение этих двух кривых дает такое значение Рб, при котором равенство (8.53) удовлетворяется. Решение равенства (8.53) получается либо путем подбора Рб, либо графоаналитическим путем подобно тому, как это делалось при определении минимального давления фонтанирования.

Затем определяется соответствующий дебит скважины путем подстановки найденного значения Рб либо в (8.52), либо в (8.46).

Найденный таким образом, дебит, отвечающий совместной работе пласта и фонтанного подъемника, соответствует работе фонтанного подъемника при режиме максимальной подачи. Аналогично можно найти дебит подъемника на режиме оптимальной подачи. Для этой цели необходимо приравнять правые части формулы притока (8.52) и формулы оптимальной подачи (8.47):

. (8.54)

Из равенства (8.54) подбором или нахождением точки пересечения двух кривых, соответствующих левой и правой части уравнения, определяется сначала давление Рб, а потом по формуле притока - соответствующий дебит скважины, удовлетворяющий условию совместной работе пласта и фонтанного подъемника на режиме оптимальной производительности. Если выделение газа начинается не на забое, а в фонтанных трубах, как известно, в равенства (8.53) и (8.54) вместо Рб необходимо подставлять давление насыщения Рнас и вместо длины труб L - глубину начала выделения газаLнас.

Однако в этом случае для решения уравнения (8.54) варьировать величиной Рб = Рнас нельзя, так как она постоянна. Решение достигается подбором такой величины L = Lнас, которая делает правую и левую части (8.54) равными. Аналогично следует поступить и при решении уравнения (8.53) для согласования работы пласта и подъемника, работающего на режиме максимальной производительности в случае, если газ начинает выделяться внутри НКТ. Поскольку Рнас постоянно, равенство правой и левой частей (8.53) достигается подбором.

32. Как осуществляется расчет процесса фонтанирования скважин с помощью кривых распределения давления?

Заметим, что для проектирования или для анализа фонтанной эксплуатации не требуется распределение давления Р(х) вдоль всей длины НКТ. Достаточно знать забойное или башмачное давление, соответствующее данному забойному давлению, давление на устье при заданных параметрах работы скважины или наоборот, устьевое давление и соответствующее давление на забое при заданных параметрах работы скважины.

Однако поскольку простых и надежных формул (кроме формул А. П. Крылова), связывающих устьевое и забойное давления при прочих заданных условиях, нет, то приходится прибегать к численному интегрированию процесса движения ГЖС по трубе, т. е. расчету по шагам. При таком решении неизбежно получаются значения давлений в промежуточных точках между устьем и забоем, использование которых необязательно. Рассмотрим для начала простейший случай, когда задан дебит скважины Q и соответствующее этому дебиту забойное давление Рс.Отметим, что во всех случаях проектирования процесса эксплуатации скважины любым способом знание уравнения притока или индикаторной линии обязательно. В противном случае любой инженерный расчет становится невозможным, если не говорить о предположительных оценках возможных показателей работы скважины. Итак, если задан дебит, то по индикаторной линии или по уравнению притока определяется соответствующее этому дебиту давление на забое скважины.

В отношении фонтанных труб уже указывалось, что их диаметр выбирается из соображений технологических условий и возможности спуска в скважину глубинных приборов для различных исследований. Можно сказать, что для подавляющего числа случаев это будут либо трубы диаметром d = 60 мм, либо d = 73 мм. Лишь для редких случаев, когда ожидаемые отборы могут достигать нескольких сот м3/сут, можно говорить о целесообразности использования труб d = 89 мм. Во всяком случае для последующего расчета диаметром НКТ задаемся.

Зная дебит, газовый фактор, плотность нефти, воды и обводненность продукции, а также другие данные, такие как температура и ее распределение по стволу скважины, объемный коэффициент нефти (жидкости), необходимые для расчета, строим кривую распределения давления Р(х), начиная от точки с известным давлением Рс на забое скважины (рис. 8.5).

Рис. 8.5. Построение кривой распределения давления в фонтанных трубах

по методу «снизу вверх» и определение давления на устье

При этом могут возникнуть разные условия расчета, которые необходимо учитывать.

а. Башмак НКТ находится непосредственно на забое скважины, так что Рс = Рб.

б. Башмак НКТ находится выше забоя на некотором расстоянии а = Н - L, так что Рб < Рс.

в. Давление на забое или у башмака больше давления насыщения, т. е. Рс = Рб > Рнас.

г. Давление на забое меньше давления насыщения, т. е. Рс < Рнас.

а" с условиями "в" или "г", а также условия "б" с теми же "в" или "г". Предположим простейший случай: действуют условия "а" и "г". В этом случае ГЖС движется от башмака до устья, и расчет ведется по соответствующим формулам для газожидкостной смеси по шагам, начиная от башмака НКТ от точки с давлением Рс и до устья. Давление на устье получаем путем суммирования элементарных перепадов давления на n шагах:

(8.55)

Если действуют условия "а" и "в", т.е. выделение газа начинается выше забоя в НКТ, то до точки Рнас расчет ведется по обычным формулам трубной гидравлики, с помощью которых определяются потери давления на трение.

Обозначим длину участка НКТ от забоя до точки с давлением Рнас, на котором будет двигаться однородная жидкость, через h (см. рис. 8.5). Тогда для этого участка запишется очевидное равенство давлений:

(8.56)

где 

- гидростатическое давление столба жидкости высотою h и плотностью ρж;

- потери давления на трение при скорости жидкости С, м/с.

Подставляя значения Рг и Ртр в (8.56) и решая относительно h, получим

(8.57)

Обычно второе слагаемое в круглых скобках знаменателя мало, поэтому им часто можно пренебречь.

На остальной длине НКТ, равной L - h, т. е. от точки давления насыщения и выше, будет происходить движение ГЖС, поэтому давление на устье будет равно

(8.58)

Если действует условие "б", т. е. когда башмак НКТ выше забоя на величину a = H - L, то на этом участке при расчете распределения давления вместо диаметра трубы подставляется диаметр обсадной колонны.

Поскольку потери давления на трение из-за большого диаметра на этом участке малы, то ими всегда можно пренебречь. Давление на устье Ру определяется либо по формуле (8.55), либо по (8.58) в зависимости от того, выделяется ли газ с самого забоя (8.55) или НКТ (8.58).

Рассчитав кривую распределения давления и определив давление на устье скважины при заданном режиме ее работы, сопоставим вычисленную величину Ру с возможным давлением в выкидной линии Рл, по которому продукция скважины поступает в систему нефтегазосбора промысла. Если Ру > Рл, то работа скважины на рассчитанном режиме возможна, а избыточное давление на устье ΔРшт = Ру - Рл должно быть понижено созданием в арматуре устья дополнительного гидравлического сопротивления в виде регулируемого или нерегулируемого штуцера, в котором поток ГЖС дросселируется с давления Ру до давления Рл. Если при расчете окажется, что Ру < Рл, то фонтанирование скважины на проектируемом режиме будет невозможно. В таком случае необходимо задаться меньшим отбором Q, при котором давление на забое возрастает. Это в свою очередь приведет к более высокому давлению на устье скважины.

Изменяя отбор, а следовательно, и давление на забое, можно подобрать такие соотношения, при которых окажется Ру > Рл, когда фонтанирование будет возможно. Если ни одна комбинация Q и соответствующего Рс при построении кривой распределения давления Р(х) не дает давление на устье Ру > Рл, то фонтанирование такой скважины вообще невозможно.

Изложенная система расчета процесса фонтанирования может быть повторена для труб меньшего или большего диаметра для определения возможных режимов фонтанирования и дебита скважины при других диаметрах фонтанных труб.

33. Как осуществляется газлифтная эксплуатация скважин? Какие существуют схемы конструкций газлифтных подъемников?

Область применения газлифта – высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота  и др.). Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Если притекающую пластовую энергию, характеризуемую газовым фактором, дополняют энергией газа, закачиваемого в скважину с поверхности, происходит искусственное фонтанирование, которое называется газлифтным подъемом, а способ эксплуатации – газлифтным.  

Газлифтная  (компрессорная) эксплуатация нефтяных скважин осуществляется путем закачки в скважину газа; метод эксплуатации носит название газлифтный. Газ в нефтяную скважину можно подать под давлением без его дополнительной компрессии из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным.

Принцип действия газлифта. В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называютподъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим -Н_ст. В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению. 

Р_пл= Н_ст· r·g , отсюда Н_ст = Р_пл /r·g .

 

По воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную  трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей.

Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в  систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой:

Н_дин= Р_заб/r·g .

При этом давление из башмака подъемной трубы

Р₁ = (L – h₀)· r·g = h_п·r·g ,

где L  - длина подъемной трубы;

 h₀  - расстояние от устья скважины до динамического уровня;

 h_п = L – h₀ - глубина погружения подъемной трубы в жидкость.

Применяют газлифты однорядные и двухрядные (рис. 3.6; 3.7).

В однорядном в скважину опускают только одну колонну труб, по которой газожидкостная смесь поднимается из скважины на поверхность. В двухрядном подъемнике в скважину опускают две насосные колонны труб. По затрубному пространству этих колонн с поверхности подают газ, а по внутренней колонне труб на поверхность поднимается газожидкостная смесь. Однорядный подъемник менее металлоемок, но в нем нет достаточных условий для выноса песка с забоя скважины. Поэтому однорядный подъемник применяется на скважинах, эксплуатируемых без воды и выноса песка. В двухрядном подъемнике вынос газожидкостной смеси происходит  по внутренней трубе меньшего диаметра. За счет этого возрастают скорости подъемника газожидкостной смеси и улучшаются условия для выноса из скважины воды и песка. Кроме того, двухрядный подъемник работает с меньшей пульсацией рабочего давления и струи жидкости, а это, в свою очередь, снижает расход рабочего агента - газа. Для оборудования газлифтных подъемников применяют НКТ следующих диаметров: в однорядных подъемниках - от 48 до 89 мм и редко 114 мм, в двухрядных подъемниках - для наружного ряда труб  73, 89 и 114 мм, а для внутреннего - 48, 60 и 73 мм. При выборе диаметров НКТ необходимо иметь в виду, что минимальный зазор между внутренней обсадной колонны и наружной поверхностью НКТ должен составлять 12 ¸15 мм.

Достоинства газлифтного метода:

1)   простота конструкции (в скважине нет насосов);

2)   расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт), обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 ÷1900 т/сут);

3)   возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном обводнении и большом содержании песка, простота регулирования дебита скважин.

3)Недостатки газлифтного метода:

1)   большие капитальные затраты;

          2)   низкий КПД;

3) повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников;

4)   быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации.

34. Как осуществляется пуск газлифтной скважины в эксплуатацию? Эксплуатация скважин не протекает бесперебойно. По различным причинам их приходится останавливать для ремонта и вновь пускать в эксплуатацию. Пуск газлифтных скважин имеет некоторые особенности, связанные с принципом их работы. Рассмотрим пуск газлифтной скважины, оборудованной однорядным подъемником, работающим по кольцевой системе. Процесс пуска состоит в доведении закачиваемого газа до башмака подъемных труб, т. е. в отжатии газом уровня жидкости до башмака. Это означает, что объем жидкости в межтрубном пространстве V1 должен быть вытеснен нагнетаемым газом (рис. 9.4). Вытесняемая жидкость перетекает в подъемные трубы, в результате чего уровень в них становится выше статического. Возникает репрессия на пласт, определяемая превышением столба жидкости Δh над статическим уровнем, под действием которой должно произойти частичное поглощение жидкости пластом. При плохой проницаемости пласта или наличии на забое илистых осадков, которые могут играть роль обратного клапана, т. е. пропускать жидкость из пласта и препятствовать ее поглощению, вся вытесняемая жидкость перетечет в подъемные трубы, так что объем V1 будет равен объему жидкости V2 перемещенной в трубы. При частичном поглощении жидкости пластом V2 < V1. Обозначим в общем случае

Рис. 9.4. Положение уровней жидкости при пуске газлифтной скважины

(9.3)

где α <1 при поглощении и α = 1 без поглощения. Введем обозначения: h - погружение башмака подъемных труб под статический уровень; Δh - повышение уровня (над статическим) в подъемных трубах; fг - площадь сечения межтрубного пространства, куда закачивается газ; fж - площадь сечения подъемных труб, куда перетекает жидкость. Тогда

(9.4) Подставляя (9.4) в (9.3) и решая относительно

В момент пуска газлифтной скважины, т. е. когда уровень жидкости в межтрубном пространстве будет оттеснен до башмака, давление газа, действующее па этот уровень, будет уравновешиваться гидростатическим давлением столба жидкости высотой h + Δh в подъемных трубах. Это и будет то максимальное давление газа, которое называется пусковым, необходимое для пуска газлифтной скважины. Таким образом,

(9.6)

Подставляя в (9.6) значение Δh согласно (9.5) и вынося h за скобки, получим

(9.7)

Это и будет формула для определения пускового давления. Повторяя аналогичный вывод для работы газлифтной скважины по центральной системе, обозначая при этом, как и прежде, fг - сечение трубы, куда закачивается газ, и fж - сечение, по которому поднимается жидкость (в этом случае межтрубное пространство), мы получим точно такую же формулу (9.7). Более того, для двухрядного подъемника, обозначая также fг - сечение того пространства, куда закачивается газ, а fж - сечение того пространства (или сумму тех межтрубных пространств), в которое перетекает жидкость, мы получим (формулу, совпадающую с формулой (9.7).

Таким образом, формула (9.7) является наиболее общей для определения пускового давления газлифтной скважины, оборудованной как однорядным, так и двухрядным подъемником, работающим как по кольцевой, так и по центральной системе.

35. Применение специальных пусковых компрессоров

При использовании компрессорных станций в качестве источника сжатого газа длягазлифтных скважин на этих станциях устанавливается один или несколько компрессоров (в зависимости от потребности), развивающих повышенное давление, достаточное для пуска скважины. Пусковые компрессоры работают в специальную пусковую линию, соединяющую компрессорную станцию с газораспределительным узлом, в котором путем переключения соответствующих задвижек газ из пусковой линии может быть направлен в любую газлифтную скважину. После пуска скважины на распределительном узле новым переключением задвижек в газовую линию этой скважины направляется газ из рабочей магистрали с давлением, соответствующим рабочему давлению. В особых случаях для пуска скважин применяются передвижные компрессоры на автомобильном ходу или на специальных рамах, перемещаемых вертолетами аналогично тому, как это практикуется при освоении скважин и вызове притока.

Последовательный допуск труб

Башмак подъемных труб в этом случае спускается под статический уровень не на проектную глубину, а на такую,

при которой можно продавить скважину имеющимся давлением Рк (давление компрессора или в газовой линии). Глубина спуска башмака под уровень находится из формулы пускового давления (9.20) путем приравнивания ее к величине имеющегося давления Рк

 ,

откуда

 (9.28)

После спуска башмака труб под уровень на глубину h₁ скважина пускается и продувается до выхода из скважины чистого газа. При этом часть жидкости из скважины выбрасывается. После этого арматура устья снимается, и колонна подъемных труб спускается ниже на величину h₂ < h₁, после чего снова ставится арматура и скважина снова продувается до чистого газа. Так делается несколько раз, пока башмак труб не достигнет проектной глубины. При каждом очередном допуске труб погружение h_i+1 берется на 10—30 % меньше, чем погружение hi в предшествующем допуске. Последовательный допуск труб – очень трудоемкий процесс с ограниченными возможностями. Он применим в скважинах, имеющих очень малый коэффициент продуктивности, а следовательно, медленное восстановление уровня в промежутках между очередными продувками скважины, так как после очередной продувки необходимо разобрать устьевую арматуру, осуществить допуск труб и снова собрать арматуру для следующей продувки.

Переключение работы подъемника с кольцевой системы на центральную

Переключение скважины с кольцевой системы на центральную только на период ее пуска уменьшает пусковое давление при однорядном подъемнике в 8,49/1,1335 = 7,5 раза (см. табл. 9.1). При двухрядном – такое переключение дает незначительный эффект и пусковое давление уменьшается всего лишь на 11 %. Поэтому при однорядном лифте переключение на центральную систему пуска может оказаться очень эффективным средством. После пуска скважины лифт переключается на кольцевую систему для нормальной ее эксплуатации.

Задавка жидкости в пласт

Если скважина при репрессии хорошо поглощает жидкость, то закачкой газа и выдержкой скважины под давлением достаточно длительное время можно задавить жидкость в пласт. Уровень опустится, дойдет до башмака и скважина будет пущена. Длительность выдерживания скважины под максимальным давлением зависит от ее поглотительной способности. Чем она больше, тем время выдержки меньше. В принципе этот прием пуска пригоден при условии, что давление компрессора равно или превышает статическое давление у башмака, т. е. при условии Рк > h₁?g.

Применение пусковых отверстий

На колонне лифтовых труб ниже статического уровня заблаговременно сверлятся так называемые пусковые отверстия. При закачке газа в межтрубное пространство опускающийся уровень жидкости обнажает первое отверстие, через которое газ поступает в НКТ, разгазирует в них жидкость до такой степени, что она начинает переливать. Это явление аналогично работе газлифтной скважины с башмаком, установленным на уровне первого отверстия. После перелива жидкости равенство давлений в межтрубном пространстве и в НКТ на уровне отверстия нарушается. Для восстановления равенства давлений уровень в межтрубном пространстве опускается на определенную величину, зависящую от давления компрессора и плотности ГЖС в НКТ. Если на этой глубине сделать новое отверстие, то после его обнажения через него пойдет газ в НКТ из затрубного пространства. Вследствие усиливающегося поступления газа в подъемник (работа двух отверстий) выброс жидкости увеличится, равенство давлений внутри НКТ на уровне второго отверстия и в межтрубном пространстве снова нарушится и для его восстановления уровень в межтрубном пространстве снова опустится на некоторую глубину, где должно находиться третье отверстие. Таким способом можно понизить уровень в межтрубном пространстве до башмака НКТ, после чего газлифт перейдет на нормальную работу через башмак. Однако при установившейся работе газлифта через эти пусковые отверстия, остающиеся все время открытыми, будет происходить дополнительная утечка газа, что приведет к повышенному удельному расходу нагнетаемого газа, а следовательно, к снижению к. п. д. подъемника по сравнению с его работой при поступлении газа только через башмак. Поэтому эти отверстия после перехода на нормальную работу необходимо закрыть. Для этого используют специальные устройства – пусковые клапаны.

36. Как подразделяются газлифтные клапаны по своему назначению, конструктивному исполнению, принципу действия?

Все клапаны по своему назначению можно разделить на три группы.

1. Пусковые клапаны для пуска газлифтных скважин и их освоения.

2. Рабочие клапаны для непрерывной или периодической работы газлифтных скважин, оптимизации режима их работы при изменяющихся условиях в скважине путем ступенчатого изменения места ввода газа в НКТ. При периодической эксплуатации через эти клапаны происходит переток газа в НКТ в те моменты, когда над клапаном накопится столб жидкости определенной высоты и эти клапаны перекрывают подачу газа после выброса из НКТ жидкости на поверхность.

3. Концевые клапаны для поддержания уровня жидкости в межтрубном пространстве ниже клапана на некоторой глубине, что обеспечивает более равномерное поступление через клапан газа в НКТ и предотвращает пульсацию. Они устанавливаются вблизи башмака колонны труб.

По конструктивному исполнению газлифтные клапаны очень разнообразны. В качестве упругого элемента в них используется либо пружина (пружинные клапаны), либо сильфонная камера, в которую заблаговременно закачан азот до определенного давления (сильфонные клапаны). В этих клапанах упругим элементом является сжатый азот. Существуют комбинированные клапаны, в которых используются и пружина, и сильфон. По принципу действия большинство клапанов являются дифференциальными, т. е. открываются или закрываются в зависимости от перепада давлений в межтрубном пространстве и в НКТ на уровне клапана. Они используются как в качестве пусковых, так и в качестве рабочих. В отечественной практике нефтедобычи пружинные клапаны были разработаны (А. П. Крылов и Г. В. Исаков) и испытаны на нефтяных промыслах Баку.

37. Какие существуют принципы размещения газлифтных клапанов? Пусковые клапаны должны обладать большим закрывающим перепадом давлений, чтобы закрыться тогда, когда оттесняемый уровень жидкости достигнет следующего клапана и даст доступ газу через второй клапан. В такой последовательности клапаны работают до тех пор, пока уровень жидкости не достигнет башмака НКТ или рабочего клапана. После этого скважина переходит на нормальный режим работы, а давление газа становится равным рабочему давлению. При больших закрывающих перепадах число клапанов на колонне труб будет наименьшим. При последовательной работе пусковых клапанов с некоторого момента времени начинается приток жидкости из скважины, и это вносит изменения в порядок расчета их размещения. Очевидно, что при условии Рс > Рп притока жидкости из пласта в скважину не будет, и расчет размещения клапанов ведется без его учета. При условии Рс < Рп начнется приток, что необходимо учитывать. Глубина уровня жидкости в межтрубном пространстве, при котором можно не учитывать приток, так как давление на забое скважины будет оставаться больше пластового, определится как сумма глубины статического уровня Sс и давления газа в межтрубном пространстве, выраженного в м столба жидкости

38 Как определяется пусковое давление для однорядного центрального и двухрядного кольцевого газлифтного подъемника?

. В момент пуска газлифтной скважины, т. е. когда уровень жидкости в межтрубном пространстве будет оттеснен до башмака, давление газа, действующее па этот уровень, будет уравновешиваться гидростатическим давлением столба жидкости высотой h + Δh в подъемных трубах. Это и будет то максимальное давление газа, которое называется пусковым, необходимое для пуска газлифтной скважины. Таким образом,

(9.6)

Подставляя в (9.6) значение Δh согласно (9.5) и вынося h за скобки, получим

(9.7)

Это и будет формула для определения пускового давления. Повторяя аналогичный вывод для работы газлифтной скважины по центральной системе, обозначая при этом, как и прежде, fг - сечение трубы, куда закачивается газ, и fж - сечение, по которому поднимается жидкость (в этом случае межтрубное пространство), мы получим точно такую же формулу (9.7). Более того, для двухрядного подъемника, обозначая также fг - сечение того пространства, куда закачивается газ, а fж - сечение того пространства (или сумму тех межтрубных пространств), в которое перетекает жидкость, мы получим (формулу, совпадающую с формулой (9.7).

Таким образом, формула (9.7) является наиболее общей для определения пускового давления газлифтной скважины, оборудованной как однорядным, так и двухрядным подъемником, работающим как по кольцевой, так и по центральной системе.

Применительно к схеме, показанной на рис. 9.4, будем иметь

,(9.8)

где Dв - внутренний диаметр обсадной колонны; dн , dв - наружный и внутренний диаметры подъемных труб. Подставляя (9.8) в формулу (9.7), получим (9.9)

Пренебрежем толщиной стенок труб, т. е. примем dн = dв = d и допустим, что α = 1 (поглощения нет - наиболее трудный с точки зрения пускового давления случай). После некоторых преобразований получим(9.10)

Для того же однорядного подъемника, работающего по центральной системе, имеем

, (9.11)

После подстановки (9.11) в основную формулу (9.7) получим

(9.12)

При указанных выше допущениях (α = 1, dн = dв = d)

(9.13)

39. Как определяется пусковое давление для однорядного кольцевого и двухрядного центрального газлифтного подъемника?

Для двухрядного лифта, работающего но кольцевой системе,

(9.14)

где d1в, d1н - внутренний и наружный диаметры первого ряда труб (большего диаметра), d2в, d2н - то же, для второго ряда труб (малого диаметра).

При подстановке (9.14) в формулу (9.7) получим

(9.15)

Пренебрегая толщинами стенок и считая, что d1н = d1в = d1 и d2н = d2в = d2, а также принимая α = 1, получим (9.16)

Для того же двухрядного подъемника, работающего по центральной системе, имеем

(9.17) Или

(9.18)

При допущениях α = 1, d1н = d1в = d1 и d2н = d2в = d2, получим

(9.19)

Формула (9.19) совпадает с (9.13), так как пренебрежение толщиной стенок первого ряда труб при работе двухрядного подъемника по центральной системе равносильно их отсутствию.

Для наклонных скважин со средним зенитным углом кривизны β формула пускового давления получит поправку в виде множителя cos β, так как гидростатическое давление столба жидкости определяется его проекцией на вертикаль, т. е.

С учетом сказанного общая формула будет иметь вид

(9.20)

Соответствующим образом преобразуются и формулы для всех частных случаев, т. е. все формулы (9.9, 9.10, 9.12, 9.13, 9.15, 9.16, 9.18, 9.19) приобретут множитель cosβ. Пренебрежение толщиной стенок труб уменьшает пусковое давление приблизительно на 3 - 6 %.

При пуске газлифтной скважины возможны такие случаи, когда высота столба жидкости при продавке, равная h + Δh будет превышать общую длину колонн подъемных труб L. В этом случае жидкость будет переливаться на устье в систему нефтесбора, в которой может существовать давление Рл. В таком случае пусковое давление не может превышать гидростатическое давление столба жидкости в лифтовых трубах высотой, равной длине труб L, сложенное с давлением на устье Рл. С учетом среднего угла кривизны β это давление будет равно

40. Какие существуют схемы периодического газлифта?

 При периодическом газлифте определенный объем пластовой жидкости накапливается в скважине выше рабочего клапана, в камере замещения, оборудованной обратным клапаном, а затем рабочий агент быстро подается в затрубное пространство, вытесняя жидкость в трубы, и поступает туда, выбрасывая порцию жидкости на поверхность, после чего поступление рабочего агента прекращается и наступает этап накопления жидкости. При периодическом газлифте обычно применяют специальные устройства, регулирующие подачу рабочего агента с поверхности или в скважине по времени или по давлению на устье или на уровне рабочего клапана. Существуют и комбинированные системы управления. Периодический газлифт целесообразно применять в скважинах, имеющих следующие характеристики: низкие забойное давление и коэффициент продуктивности; низкое забойное давление и высокий коэффициент продуктивности; высокое забойное давление и низкий коэффициент продуктивности. В зависимости от условий эксплуатации для периодического газлифта могут применяться описанные выше установки открытого, полузакрытого и закрытого типов, снабженные устройством для отсечки подачи рабочего агента на поверхности или на забое. В этом случае применяются рабочие клапаны, управляемые давлением жидкости в трубах или перепадом давления (дифференциальные). В скважинах с высокой продуктивностью следует применять закрытые установки, чтобы избежать задавливания жидкости в пласт в начальный период цикла. Специально для периодического газлифта применяются установки камерного типа, наиболее подходящие для скважин с низким пластовым давлением, особенно при высоком коэффициенте продуктивности. Кроме того, камерные установки позволяют, по сравнению с установками других типов, подавать за каждый .цикл больший объем жидкости и за счет этого лучше использовать рабочий агент. В результате получается больший дебит скважины и меньший удельный расход рабочего агента. Существует два основных типа камерных установок. Двухпакерная установка (рис. 2.1.5). В качестве камеры замещения в такой установке используется объем ствола скважины, ограниченный двумя пакерами 2, 3. Такая установка проста по устройству, легко обслуживается и позволяет получить наибольший объем камеры с клапаном при ограниченной длине. Однако эти установки не следует применять при очень большой толщине продуктивного пласта (превышающей несколько десятков метров), поскольку пакер можно установить только выше перфорационных отверстий, а по мере снижения пластового давления оно может стать недостаточным для подъема жидкости на такую высоту, чтобы заполнить камеру. Установка со вставной камерой состоит из одного (верхнего) пакера и размещенной ниже него камеры с обратным клапаном. Такая конструкция позволяет устанавливать камеру на максимальной глубине и благодаря этому вести добычу нефти из истощенных пластов с минимальным забойным давлением. В этом случае камера размещается в зумпфе ниже уровня перфорации и заполняется нефтью под действием, силы тяжестей Принцип действия обеих камерных установок аналогичен. Рабочий цикл состоит из следующих этапов.

Пластовая жидкость заполняет камеру через всасывающие клапаны. Степень заполнения определяется пластовым давлением. Выделяющийся газ отводится через трубы.

После заполнения камеры начинается подача рабочего агента в верхнюю часть камеры. При этом закрывается всасывающий клапан и жидкость через перепускную трубку вытесняется в насосно-компрессорные трубы и выбрасывается на поверхность газом. B виде жидкостной пробки.

После выброса жидкости прекращается подача рабочего агента, давление в камере падает до давления в сепараторе и цикл повторяется.

Преимущества камерной установки можно определить на следующем примере. Жидкость плотностью 1 т/м3 поднимается периодически по 200 л За цикл. В закрытой установке с трубами d= 50,3 мм такой объем будет находиться в виде столба высотой 100 м и создаст противодавление на пласт 0,98 МПа, а при двухпакерной камере в обсадной колонне с dBa = 126 мм - в виде столба высотой 16 м, а противодавление составит 0,157 МПа. Отбор жидкости камерными установками может достигать 60-75 м/сут с глубины 3000 м и 100-120 м3/сут с глубины 2000 м при высоком давлении рабочего агента (15 МПа) и малой периодичности циклов (15- 20 мин).

Плунжерный лифт.

Для повышения эффективности периодического газлифта может применяться плунжер - своеобразный поршень, движущийся в трубах с минимальным зазором, чтобы уменьшить величину стекания жидкости по стенкам труб, и отделяющий поднимаемый столб жидкости от газа. При ударе о верхний амортизатор, расположенный в плунжере, клапан автоматически закрывается и плунжер падает вниз, а при ударе о нижний амортизатор происходит открытие клапана и плунжер готов к следующему циклу. Для эксплуатации нескольких объектов применяются установки для одновременной раздельной эксплуатации (ОРЭ) нескольких горизонтов в одной скважине, при этом горизонты разделяются пакерами, колонны НКТ спускаются параллельно на каждый горизонт, а газ закачивается в затрубное пространство. Работу отдельных объектов регулируют подбором штуцеров в рабочих клапанах. Расчет такой установки сложнее, чем обычной, так как работа одного пласта (открытие и закрытие клапанов) влияет на работу другого, поэтому система должна проектироваться так, чтобы давление в затрубном пространстве оставалось постоянным. 

41. Как определяется подача и коэффициент подачи штангового скважинного насоса?Подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи При перемещении плунжера вверх на величину его хода Sn вытесняется объем жидкости

где F - площадь сечения плунжера (или цилиндра насоса); f - площадь сечения штанг.

При перемещении плунжера вниз на ту же величину Sп вытесняется дополнительный объем жидкости, равный

За полный (двойной) ход плунжера подача насоса равна сумме подач за ход вверх и ход вниз:

Если плунжер делает n ходов в минуту, то минутная подача будет равна (qn). Умножая на число минут в сутки, получим суточную подачу в объемных единицах

Между плунжером и точкой подвеса штанг, т. е. головкой балансира, от которого плунжеру передается возвратно-поступательное движение, находится длинная колонна штанг, которую необходимо рассматривать как упругий стержень. Поэтому движение плунжера ни по амплитуде, ни по фазе не совпадает с движением точки подвеса. Другими словами, ход плунжера Sп не равен ходу точки подвеса S. Действительный ход плунжера не поддается прямому измерению. Ход точки подвеса поддается измерению и бывает известен из паспортной характеристики станка-качалки.

Поэтому в формулу (10.1) вместо Sп подставляют S, при этом получается так называемая теоретическая подача ШСН

Действительная подача Qд, замеренная на поверхности после сепарации и охлаждения нефти, как правило, меньше теоретической (за исключением насосных скважин с периодическими фонтанными проявлениями) в силу целого ряда причин. Отношение Qд к Qт называют коэффициентом подачи насоса, который учитывает все возможные факторы, отрицательно влияющие на подачу ШСН. .Таким образом, коэффициент подачи

Для каждой конкретной скважины величина η служит в известной мере показателем правильности выбора оборудования и режима откачки установки. Нормальным считается, если η >0.6 – 0.65.

Однако бывают условия (большие газовые факторы, низкие динамические уровни), когда не удается получить и этих значений коэффициентов подачи, и тем не менее откачка жидкости с помощью ШСН может оставаться самым эффективным способом эксплуатации.

На коэффициент подачи ШСН влияют постоянные и переменные факторы.

К постоянным факторам можно отнести:

§ влияние свободного газа в откачиваемой смеси;

§ уменьшение полезного хода плунжера по сравнению с ходом точки подвеса штанг за счет упругих деформаций насосных штанг и труб;

§ уменьшение объема откачиваемой жидкости (усадка) в результате ее охлаждения на поверхности и дегазации в сепарационных устройствах.

§ К переменным факторам, изменяющимся во времени, можно отнести:

§ утечки между цилиндром и плунжером, которые зависят от степени износа насоса и наличия абразивных примесей в откачиваемой жидкости;

§ утечки в клапанах насоса из-за их немгновенного закрытия и открытия и, главным образом, из-за их износа и коррозии;

§ утечки через неплотности в муфтовых соединениях НКТ, которые все время подвергаются переменным нагрузкам.

Переменные факторы, сводящиеся к различного рода утечкам, меняются во времени и поэтому их трудно определить расчетным путем, за исключением утечек через зазор между плунжером и цилиндром. Это приводит к тому, что коэффициент подачи η вновь спущенного в скважину насоса, после незначительного его снижения в начальный период в результате приработки плунжера, затем стабилизируется и длительное время остается практически постоянным. Затем он заметно начинает снижаться в результате прогрессирующего износа клапанов, их седел и увеличения зазора между плунжером и цилиндром Наряду с этим может произойти и резкое уменьшение коэффициента подачи в результате смещения втулок насосов, отворотов и неплотностей в муфтах.

Таким образом, результирующий коэффициент подачи насоса можно представить как произведение нескольких коэффициентов, учитывающих влияние на его подачу различных факторов:

где η1 - коэффициент наполнения цилиндра насоса жидкостью, учитывающий влияние свободного газа; η2 - коэффициент, учитывающий влияние уменьшения хода плунжера; η3 - коэффициент утечек, учитывающий наличие неизбежных утечек жидкости при работе насоса; η4 - коэффициент усадки, учитывающий уменьшение объема жидкости при достижении ею поверхностных емкостей.

42. Какие существуют факторы, снижающие подачу штангового скважинного насоса? Влияние газа в откачиваемой жидкости учитывается коэффициентом наполнения цилиндра насоса. Он равен отношению объема жидкости Vж, поступившей в насос, ко всему объему смеси Vcм, состоящему из объема жидкости Vж и объема свободного газа Vг. Вредным пространством ШСН называют объем, заключенный между всасывающим и нагнетательным клапанами насоса при крайнем нижнем положении плунжера. При ходе плунжера вниз газожидкостная смесь под ним сжимается до давления, равного давлению над плунжером, которое достаточно велико. Газ растворяется в жидкости и, в частности, в той, которая находится во вредном пространстве. При последующем ходе вверх давление под плунжером падает до давления на приеме насоса. Растворенный газ выделяется и задерживает открытие всасывающего клапана, пока давление не упадет до давления приема. В результате под плунжер поступает меньшее количество смеси.

Влияние потери хода плунжера. Поскольку теоретическая подача насоса определяется длиной хода точки подвеса штанг S, то всякое уменьшение действительного хода плунжера по сравнению с S непосредственно влияет на фактическую подачу насоса.

Влияние утечек Рассмотрим утечки через зазор между плунжером и цилиндром насоса. Утечки в клапанах возникают, как правило, в изношенном насосе и отсутствуют в нормально работающем. Они приводят к перетеканию жидкости под плунжер, при его ходе вверх. Поэтому количество жидкости, поступающей через всасывающий клапан насоса, будет меньше, так как часть цилиндра уже заполнена жидкостью за счет утечки.

Влияние усадки жидкости Через ШСН проходит некоторый объем нефти и воды при давлении и температуре на приеме насоса. Когда продукция попадает в товарный парк, она дегазируется и охлаждается. Это учитывается объемными коэффициентами для нефти bн и для воды bв. Объемные коэффициенты – величины непостоянные, они изменяются от изменения температуры, давления и количества растворенного газа.

44.  НАГРУЗКИ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ НА ШТАНГИ, И ИХ ВЛИЯНИЕ НА ХОД ПЛУНЖЕРА

Динамика работы установки ШСН очень сложна. Однако в большинстве случаев упрощенная теория ее работы дает вполне приемлемые результаты. При ходе вверх статические нагрузки в точке подвеса штанг складываются из веса штанг Ршт и веса столба жидкости Рж. В н. м. т. в результате изменения направления движения, когда возникает максимальное ускорение, к ним добавляется сила инерции Pi, направленная вниз; кроме того, действует сила трения Ртр, также направленная вниз. Таким образом, максимальная нагрузка, возникающая в точке подвеса штанг при начале хода вверх, будет равна

 (10.30)

При ходе вниз нагнетательный клапан открывается и гидростатические давления над и под плунжером выравниваются. Поэтому нагрузка от столба жидкости со штанг снимается и передается на трубы, так как имеющийся в цилиндре всасывающий клапан при ходе вниз закрыт. Силы инерции, возникающие в в. м. т., направлены вверх. Силы трения также

направлены вверх, т. е. в сторону, противоположную направлению движения. Поэтому нагрузка в начале хода вниз будет минимальной

 (10.31)

Силы Pi+Ртр составляют малую долю от Рш+Рж. Обычно они не превышают 5—10%. Поэтому их влияние на ход плунжера невелико.

Влияние статических нагрузок

Сила Рж действует попеременно то на штанги (ход вверх), то на трубы (ход вниз). В результате этого при ходе вверх штанги дополнительно растягиваются на величину ?ш, которая может быть определена по закону Гука

 (10.32)

Одновременно с этим, в результате снятия с труб силы Рж, последние укорачиваются на величину

 (10.ЗЗ)

В результате, перемещение плунжера относительно цилиндра насоса, т. е. начало процесса всасывания жидкости, начнется только после того, как точка подвеса скомпенсирует своим перемещением вверх удлинение штанг ?ш и сжатие труб ?т. Поэтому полезный ход плунжера составит

 (10.34)

Обычно обозначают

 (10.35)

Подставляя в (10.35) значения ?ш и ?т согласно (10.32) и (10.33). получим

 (10.36)

где Рж—вес столба жидкости, действующий на плунжер; L – длина штанг, или глубина подвески ШСН; Е—модуль Юнга; fm—площадь сечения штанг; fт—площадь сечения металла труб. Верхние штанги испытывают наибольшую нагрузку, так как на них действует вес всей колонны штанг. Нижние штанги нагрузку от собственного веса не испытывают. Поэтому, исходя из принципа равнопрочности колонны штанг, а также для уменьшения нагрузки на головку балансира колонну штанг делают ступенчатой, состоящей из участков штанг с уменьшающимся книзу диаметром. Кроме одноступенчатых колонн применяются двух- и трехступенчатые. Каждая ступень дополнительно удлиняется под действием одной и той же силы Рж.

Поэтому суммарное удлинение ступенчатой колонны штанг будет равно сумме удлинений отдельных ступеней с учетом их длины li и площади сечения fi. Тогда для трехступенчатой колонны получим

или с учетом деформации труб

Учитывая конструкцию сочленения штанг с плунжером с помощью клапанной клетки, при которой на нижний торец штанги действует гидростатическое давление, необходимо Ршт принимать с учетом выталкивающей силы Архимеда, равной произведению площади сечения штанги на гидростатическое давление столба жидкости над плунжером. При современных однотрубных системах сбора нефти и газа давление на устье Pу насосных скважин может достигать больших значений, поэтому при вычислении гидростатического давления, действующего на штанги, необходимо учитывать и это обстоятельство.

46)Деформация насосно-компрессорных труб под действием веса жидкости по закону Гука?

47)Какие существуют принципы уравновешивания станка-качалки? Кинематическая схема станка-качалки?

Принципы уравновешивания станка-качалки. Кинематическая схема станка-качалки.1 - канатная подвеска; 2 - балансир с поворотной головкой; 3 - опора балансира; 4 - стойка; 5 - шатун; 6 - кривошип; 7 - редуктор; 8 - ведомый шкив; 9 - клиноременная передача; 10 - электромотор; 11 - ведущий шкив; 12 - ограждения; 13 - салазки поворотные для электромотора; 14 - рама, 15 - противовес, 16 - траверса, 17 - тормозной шкивПредусмотрено механизированное плавное перемещение кривошипных противовесов, при котором достигается лучшее уравновешивание СК. Качалки оборудованы двухколодочным тормозом с ручным приводом. Тормозной барабан закреплен на трансмиссионном валу редуктора. С помощью тормоза балансир и противовесы качалки могут быть зафиксированы в любом положении. Электродвигатель устанавливается на салазках, наклон которых регулируется для достижения необходимого натяжения тиксо-тропных ремней трансмиссионной передачи. Изменение длины хода балансира достигается перестановкой пальца шатуна на кривошипе, а изменение числа качаний достигается сменой шкива на валу электродвигателя на другой размер. Существуют балансирные СК с гидропневматическим и пневматическим уравновешиванием. Эти станки более компактные, чем обычные балансирные, имеют более плавный ход, меньшие инерционные нагрузки. Однако они сложнее в изготовлении, дороже и, несмотря на некоторое уменьшение габаритных размеров, более металлоемки. Уравновешивание в них достигается как за счет использования роторных противовесов, так и за счет сжатия воздуха в специальном цилиндре с перемещающимся в нем поршнем. Кроме того, на СК с пневматическим уравновешиванием обязательно имеется небольшой одноцилиндровый компрессор для подкачки воздуха в систему уравновешивания.

48)Как определяются дефекты в работе штангового скважинного насоса?

49)Как осуществляется эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях?

Эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях.При работе штанговых насосных установок часто встречаются особые условия, осложняющие работу этих установок. К ним следует отнести: большое газосодержание на приеме насоса; большое содержание песка в откачиваемой жидкости; отложение парафина в НКТ и на насосных штангах и минеральных солей в узлах насоса и в НКТ, сильное искривление скважин; высокопарафинистые высоковязкие нефти. Очень часто эти осложняющие условия действуют совместно и тогда возникает необходимость борьбы одновременно с несколькими осложняющими факторами. Чаще всего возникают осложнения вследствие влияния газа на работу насоса, уменьшающего коэффициент наполнения цилиндра.

50)Когда осуществляется эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами? Как определяется глубина подвески ПЦЭН?

Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами. Глубина подвески ПЦЭН.Погружные центробежные электронасосы (ПЦЭН) - это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые во вращение погружным электродвигателем специальной конструкции (ПЭД). Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотрансформатора или трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика. ПЦЭН опускается в скважину под расчетный динамический уровень обычно на 150 - 300 м. Жидкость подается по НКТ, к внешней стороне которых прикреплен специальными поясками электрокабель. В насосном агрегате между самим насосом и электродвигателем имеется промежуточное звено, называемое протектором или гидрозащитой. Установка ПЦЭН (рис. 11.1) включает маслозаполненный электродвигатель ПЭД 1; звено гидрозащиты или протектор 2; приемную сетку насоса для забора жидкости 3; многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН 4; НКТ 5; бронированный трехжильный электрокабель 6; пояски для крепления кабеля к НКТ 7; устьевую арматуру 8; барабан для намотки кабеля при спуско-подъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля 9; трансформатор или автотрансформатор 10; станцию управления с автоматикой 11 и компенсатор 12. Насос, протектор и электродвигатель являются отдельными узлами, соединяемыми болтовыми шпильками. Концы валов . Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса имеют шлицевые соединения, которые стыкуются при сборке всей установки. При необходимости подъема жидкости с больших глубин секции ПЦЭН соединяются друг с другом так, что общее число ступеней достигает 400. Всасываемая насосом жидкость последовательно проходит все ступени и покидает насос с напором, равным внешнему гидравлическому сопротивлению. УПЦЭН отличаются малой металлоемкостью, широким диапазоном рабочих характеристик, как по напору, так и по расходу, достаточно высоким к. п. д., возможностью откачки больших количеств жидкости и большим межремонтным периодом.

.