Источники пластовой энергии. Статическое давление. Динамический уровень. Для правильного понимания всех технологических процессов и явлений, связанных с эксплуатацией нефтяных месторождений и скважин, необходимо уяснить ряд терминов для давлений, которые определяют или влияют на эти технологические процессы. Статическое давление - это давление на забое скважины, устанавливающееся после достаточно длительной ее остановки. Оно равно гидростатическому давлению столба жидкости в скважине высотой (по вертикали), равной расстоянию от уровня жидкости до глубины, на которой производится измерение. Обычно за такую глубину принимается середина интервала вскрытой толщины пласта. С другой стороны, это давление равно давлению внутри пласта, вскрытого скважинами, и поэтому оно называется пластовым давлением. Динамический уровень жидкости.Уровень жидкости, который устанавливается в работающей скважине при условии, что на него действует атмосферное давление (межтрубное пространство открыто), называется динамическим уровнем.При герметизированном затрубном пространстве динамическое давление будет равно сумме гидростатического давления столба жидкости от уровня до забоя и давления газа, действующего на уровень. Высота столба жидкости измеряется по вертикали. Поэтому в наклонных скважинах при вычислении гидростатических давлений должна делаться соответствующая поправка на кривизну скважины.

Источники пластовой энергии. Динамическое давление. Статический уровень. Динамическое давление на забое скважины.Это давление устанавливается на забое во время отбора жидкости или газа из скважины или во время закачки жидкости или газа в скважину. Динамическое давление на забое очень часто называют забойным давлением в отличие от статического, которое называют пластовым давлением. Однако и статическое, и динамическое давления в то же время являются забойными. Уровень столба жидкости, установившийся в скважине после ее остановки при условии, что на него действует атмосферное давление, называется статическим уровнем.Если устье скважины герметизировано, то обычно в верхней части скважины скапливается газ, создающий некоторое давление на уровень жидкости. В этом случае уровень жидкости не называется статическим, хотя соответствует статическим условиям скважины, и давление на забое скважины равно сумме гидростатического давления столба жидкости и давления газа.

Технология и техника воздействия на залежь нефти. Принципиальная схема водоснабжения систем ППД.

Целями воздействия на залежь нефти являются поддержание пластового давления и, что более важно, увеличение конечной нефтеотдачи. В последнем случае методы воздействия могут быть иными, и они часто находят применение на истощенных месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, хотя пластовое давление может оставаться на уровне первоначального или превышать его. Часто методы воздействия преследуют обе цели, т. е. поддержание пластового давления и увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи. Существуют следующие основные методы воздействия на пласт. А. Поддержание пластового давления закачкой в пласт воды, Б. Поддержание давления закачкой газа, В. Тепловые методы воздействия. Типовая схема водоснабжения системы ППД. 2 - станции I подъема; 3 - буферные емкости для грязной воды; 4 - станция водоподготовки; 5 - буферные емкости для чистой воды; 6 - насосная станция II подъема; 7 - кустовые насосные станции (КНС); 8 - нагнетательные скважины; 9 - разводящий водовод; 10 - водовод высокого давления (10 - 20 Мпа)

Методы воздействия на залежь нефти. Коэффициент текущей компенсации.Для оценки степени компенсации отборов жидкостей из пласта закачкой вводится понятие коэффициента компенсации.    - отношение дебита нагнетаемой воды к дебиту отбираемых жидкостей, приведенных к пластовым условиям за единицу времени (год, месяц, сутки и т.д.). Этот коэффициент показывает, насколько скомпенсирован отбор закачкой в данный момент времени. Если mт < 1, закачка отстает от отбора н следует ожидать падения среднего пластового давления. Если mт > 1, закачка превышает отбор и давление в пласте должно расти. При mт = 1 должна наблюдаться стабилизация текущего пластового давления на существующем уровне, независимо, каким он был в начале разработки.

Тепловые методы воздействия на залежь. Внутрипластовое горение. Внутрипластовое горение in-situ combustion, fire flooding - Способ разработки нефтяных месторождений, основанный на экзотермических окислительных реакциях углеводородов, главным образом пластовой нефти с закачиваемым в пласт окислителем (обычно кислородом воздуха). Сущность внутрипластового горения – создание перемещающейся по пласту зоны экзотермических реакций, позволяющей в процессе сжигания части пластовой нефти облегчить и увеличить извлечение остальной ее части. Существует:- сухое внутрипластовое горение – осуществляется закачка только окислителя- влажное внутрипластовое горение – закачка окислителя попеременно или одновременно с водой.Эффективность влажного внутрипластового горения выше.

Конструкция оборудования забоев скважин. Виды несовершенных скважин.

Приток жидкости к перфорированной скважине. Дебит несовершенной скважины.Скважины с перфорированным забоем нашли самое широкое распространение (более 90% фонда). В этом случае пробуривается ствол скважины до проектной отметки. Перед спуском обсадной колонны ствол скважины и особенно его нижняя часть, проходящая через продуктивные пласты, исследуется геофизическими средствами. Результаты таких исследований позволяют четко установить нефте-, водо- и газонасыщенные интервалы и наметить объекты эксплуатации. После этого в скважину опускается обсадная колонна, которая цементируется от забоя до нужной отметки, а затем перфорируется в намеченных интервалах. При фильтрации жидкости, подчиняющейся линейному закону, приток жидкости к скважине можно выразить следующим образом: где Rф - фильтрационное сопротивление. Приток жидкости к перфорированной скважине будет отличаться тем, что вследствие сгущения линий тока у перфорационных отверстий возникнет дополнительное фильтрационное сопротивление Rдоп: где С - некоторая геометрическая характеристика.

Техника перфорации скважин. Максимальные толщины вскрываемого интервала. Существует четыре способа перфорации: пулевая, торпедная, кумулятивная, пескоструйная. Максимальная толщина вскрываемого интервала кумулятнвным перфоратором достигает 30 м, торпедным  - 1 м, пулевым - до 2,5 м. Это является одной из причин широкого распространения кумулятивных перфораторов.

Методы освоения нефтяных скважин. Гидравлический расчет освоения скважины закачкой жидкости. Освоение скважины - комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта. Различают методы освоения пластов с высоким начальным давлением, когда ожидаются фонтанные проявления, н с малым давлением (на разработанных площадях), когда угрозы открытого фонтанирования нет и предполагается механизированный способ эксплуатации. Можно выделить шесть основных способов вызова притока:тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами. Замена скважинной жидкости. Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления на величину где ?1- плотность глинистого раствора; ?2 - плотность промывочной жидкости; L - глубина спущенных НКТ; ? - средний угол кривизны скважины.Таким способом осваиваются скважины с большим пластовым давлением Pпл > ?2?g?L?cos? и при наличии коллекторов, хорошо поддающихся освоению. Как видно из формулы (4.33), при смене глинистого раствора (?1 = 1200 кг/м3) на нефть (?2 = 900 кг/м3) максимальное снижение давления составит всего лишь 25 % от давления, создаваемого столбом глинистого раствора. Этим по существу и ограничиваются возможности метода. Замена жидкости в скважине проводится с помощью насосных агрегатов, а иногда и буровых насосов. В некоторых случаях, когда по опыту освоения скважины данного месторождения имеется уверенность в безопасности, применяют дополнительно поршневание для отбора части жидкости из скважины и дальнейшего снижения забойного давления.

Методы освоения нефтяных скважин. Расчет процесса освоения компрессорным методом. Компрессорный способ освоения. Этот способ нашел наиболее широкое распространение при освоении фонтанных, полуфонтанных и частично механизированных скважин. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора.При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, сделанного заранее на соответствующей глубине. Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое Pз. При Pз < Pпл начинается приток, и скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы. После опробований и получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы.Освоение ведется с непрерывным контролем параметров процесса при герметизированном устье скважины. Поэтому этот способ наиболее безопасен и позволяет быстро получить значительные депрессии на пласт, что особенно важно для эффективной очистки призабойной зоны скважины. Однако применение компрессорного способа освоения ограничено в скважинах, пробуренных в рыхлых и неустойчивых коллекторах. В некоторых районах возникает необходимость освоения скважин глубиной 4500 - 5500 м, а увеличение глубины также ограничивает использование компрессорного способа.Для более полного использования пластовой энергии, выноса жидкости с забоя и возможных промывок скважин башмак НКТ опускают до верхних перфорационных отверстий. Чтобы оттеснить уровень жидкости до башмака НКТ, особенно при больших глубинах, нужны компрессоры, развивающие давление в несколько десятков мегапаскалей. Это осложняет освоение. Поэтому в колонне труб на заранее определенной глубине делают так называемое пусковое отверстие (пусковые муфты или пусковой клапан). Опускающийся в межтрубном пространстве уровень жидкости обнажает это отверстие, нагнетаемый газ поступает через него в НКТ и разгазирует столб жидкости выше отверстия. Если давление внутри НКТ на уровне отверстия после разгазирования обозначить Р1, то забойное давление Рс будет равно где Н - глубина забоя (до верхних перфораций); L - глубина пускового отверстия; ?1 - плотность скважинной жидкости; ? - средний угол кривизны скважины.Чем больше давление, развиваемое компрессором, тем на большей глубине L может быть предусмотрено пусковое отверстие или башмак НКТ, а следовательно, больше ?Р при прочих равных условиях.Однако с увеличением L увеличивается и Р1, которое, вообще говоря, зависит от расхода газа, но оно не может быть снижено менее чем до 7 - 10 % от гидростатического давления, определяемого первым слагаемым в (4.36). Поэтому для освоения глубоких скважин требуются компрессоры, развивающие высокое давление. В момент оттеснения уровня жидкости к башмаку НКТ или пусковому отверстию давление в межтрубном пространстве, а следовательно, и на выходе компрессора максимально. По мере разгазнрования жидкости в НКТ давление pi (внутри НКТ на уровне отверстия) будет снижаться и давление на забой падать. Поэтому процесс освоения рассчитывают на этот, так сказать, критический момент.

Методы воздействия на призабойную зону скважины. Обработка скважин соляной кислотой.  Воздействие через фильтр обсадной колонны скважины или прямо в забое необсаженной скважины на карбонатные соединения в породе с целью их разрушения, чтобы увеличить проницаемость призабойной зоны пласта и тем повысить продуктивность скважины. Большей частью применяют соляную кислоту в концентрации 10-15%. Для повышения эффекта воздействия и ускорения процесса растворения более стойких коллекторов (загипсованные известняки, доломиты) применяют термокислотный метод обработки, основанный на подогреве кислоты при реакции ее с металлическим магнием или алюминием. Наоборот, для замедления действия кислоты на чистые известняки добавляют органические ингибиторы: фурфурол, фурфуроловый спирт и т. д. Для предохранения от коррозии металлических частей арматуры скважины и труб в соляную кислоту добавляют ингибиторы (формалин, уникол и т. д.). В ряде случаев к солянокислотной обработке скважин прибегают для ликвидации аварий: прихвата инструмента, отвода в сторону оборвавшихся деталей и т. д. Так как при этих работах не применяют повышенные давления, то метод получил название солянокислотных ванн.

Методы воздействия на призабойную зону скважины. Термокислотные обработки призабойной зоны скважины.  Этот вид воздействия на ПЗС заключается в обработке забоя скважины горячей кислотой, нагрев которой происходит в результате экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами (МЛ-1, МА-1 п др.) в специальном реакционном наконечнике, расположенном на конце НКТ, через который прокачивается рабочий раствор НСL. При этом происходит следующая реакция. Хлористый магний (MgCL2) остается в растворе.

Обработка призабойной зоны скважины, сложенные карбонатами, песчаниками, алевролитами и др. Особенность СКО терригенных (песчаники, алевролиты и др.) коллекторов заключается в том, что кислота в них не формирует отдельные каналы, проникающие в пласт на различную глубину, как в карбонатных и тем более трещиноватых коллекторах. В данном случае кислотный раствор проникает в пласт более равномерно и контур ее проникновения близок к круговому. Однако радиус такого контура проникновения по толщине пласта будет различный в зависимости от проницаемости и пористости прослоев, которых в данном интервале может быть несколько. Если известны проницаемости, пористости, толщины и карбонатность отдельных прослоев в слоистонеоднородном пласте, то приближенно можно рассчитать глубину проникновения кислоты в пласт по прослоям при закачке данного объема раствора или наоборот, задаваясь глубинами проникновения кислоты по прослоям, можно определить необходимый объем растворов НС1. Другой особенностью СКО является то, что в карбонатных коллекторах кислота реагирует фактически с неограниченной массой карбонатного вещества по всей глубине образующегося канала, тогда как в терригенных карбонаты составляют всего лишь несколько процентов от общего объема породы. Поэтому фронт нагнетаемого раствора растворяет эти карбонаты и нейтрализуется, а последующие порции раствора, двигаясь по порам, в которых карбонаты уже удалены, сохраняет свою первоначальную активность. Это приводит к тому, что при последующем дренировании из скважины сначала поступает концентрированный раствор НСL, а за ним нейтрализованная кислота. Соляная кислота практически взаимодействует только с карбонатными компонентами, не вступая в реакцию с основной массой породы террпгепного коллектора, состоящего из силикатных веществ (кварц) и каолинов. Эти вещества взаимодействуют с фтористоводородной кислотой (HF), называемой также плавиковой. обработка терригенных коллекторов смесью соляной и фтористоводородной кислот целесообразна как для удаления карбонатных цементирующих веществ, так и для растворения глинистого материала. По этим причинам смесь НСL и HF называют глинокислотой.

Воздействие на призабойную зону  скважины сложенной твердой породой.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – искусственный метод образования новых или раскрытия уже существующих трещин в породах призабойной зоны путем закачки жидкости в пласт под высоким давлением. Для предотвращения смыкания берегов трещин после окончания операции и снижения давления до первоначального в пласт вместе с жидкостью закачивают зернистый материал – кварцевый песок. Трещины разрыва проникают в глубь пласта, соединяя ствол скважины с удаленными от забоя продуктивными частями пласта.

Гидроразрыв пластов состоит из следующих последовательно проводимых операций:

1)   закачки в пласт жидкости разрыва для образования трещин в пласте;

2)   закачки жидкости-песконосителя с песком, предназначенным для заполнения трещин;

3)   закачки продавочной жидкости для продавливания песка в трещины.

Механизм образования трещин при разрыве можно представить следующим образом. В осадочных горных породах имеются естественные микротрещины, которые сжаты под действием горного давления. Проницаемость таких трещин очень мала. Под давлением, создаваемым насосами, жидкость, закачиваемая в скважину, фильтруется в первую очередь по зонам наибольшей проницаемости, в том числе в естественные трещины. При этом между пропластками по вертикали создается разность давлений, так как в более проницаемых пропластках и трещинах давление будет больше чем в малопроницаемых или практически непроницаемых. В результате возникает усилие, действующее на кровлю и подошву проницаемого пласта; вышележащие породы подвергаются деформации, и на границах пропластков образуются новые трещины или же расширяются старые.

Одним из важнейших параметров проведения гидроразрыва пласта является давление, при котором образуются трещины в материале породы. В идеальных условиях давление раскрытия трещин р_р должно быть не меньше горного давления р_г создаваемого толщей вышележащих пород. Однако в реальных условиях чаще всего величина разрыва бывает даже меньше, чем горное давление. Это объяснятся тем, что после бурения скважин меняется напряженно-деформированное состояние горных пород, залегающих в кровле или в самом нефтяном пласте. Возникают пластические деформации глин и глинистых пород. Это приводит к возникновению разрушающих сводов в зоне пластов, охваченных пластической деформацией, и вследствие этого горное давление оказывается уменьшенным вблизи скважины, поэтому давление гидроразрыва снижается.

Практикой установлено, что давление разрыва р_р на забое скважин колеблется в пределах от 1,5ρgh  до  2,5 ρgh, где  ρ – плотность породы, h – глубина скважины.

В качестве рабочих жидкостей гидроразрыва применяют различные жидкости, которые по физико-химическим свойствам можно разделить на две группы: жидкости на углеводородной основе и жидкости на водяной основе. По своему назначению жидкости разделяются на три категории: жидкость разрыва, жидкость-песконоситель и продавочная жидкость.

Углеводородные жидкости применяют в нефтяных скважинах; к ним относятся нефть повышенной вязкости, мазут, дизельное топливо или керосин, загущенные нефтяными мылами. Водяные же растворы применяют в нагнетательных скважинах, к ним относятся: водный раствор сульфит-спиртовой барды, пресная или солевая вода, соляная и плавиковая кислоты, загущенные реагентами-загустителями. Широко применяются в качестве жидкостей гидроразрыва различные эмульсии: нефтекислотные (гидрофобные), водонефтяные (гидрофильные) и кислотно-керосиновые.

Эмульсии приготавливаются путем механического перемешивания компонентов центробежными или шестеренчатыми насосами с введением необходимых химических реагентов. Для приготовления эмульсий в качестве одной из фаз используют керосин, дизельное топливо, различные нефти, в качестве второй фазы – воду или соляную кислоту.

Все жидкости, применяемые при гидроразрыве, должны удовлетворять следующим требованиям.

1. Рабочие жидкости не должны уменьшать ни абсолютную, ни фазовую проницаемость породы пласта. При фильтрации жидкостей с углеводородной основой через водонасыщенные породы фазовая проницаемость последних для воды существенно снижается. Также снижается фазовая проницаемость нефтенасыщенных пород для углеводородных жидкостей после фильтрации через них жидкостей с водной основой, поэтому при гидроразрыве в нефтяных скважинах применяют жидкости с углеводородной основой, а в нагнетательных – с водной. Рабочие жидкости для гидроразрыва не должны содержать механических примесей и при соприкосновении с пластовыми жидкостями и породами не должны образовывать нерастворимых осадков.

2. Рабочие жидкости должны обладать свойствами, обеспечивающими сохранение проницаемости пород пласта за счет наиболее полного извлечения их из созданных трещин и порового пространства пород. При этом лучшими будут жидкости, полностью растворяющиеся в пластовых жидкостях.

3. При применении вязких жидкостей вязкость их должна быть стабильной в условиях обрабатываемого пласта и в пределах времени проведения процесса гидравлического разрыва.

4. При проведении процесса в зимних условиях рабочие жидкости должны иметь низкую температуру замерзания.

5. Рабочие жидкости должны быть недорогими и недефицитными.

6. Жидкость разрыва должна иметь определенную вязкость. При малой вязкости для достижения давления разрыва потребуется закачка значительного объема жидкости в пласт и, соответственно, значительное число одновременно работающих насосных агрегатов. При большой вязкости жидкости разрыва для образования трещин необходимы очень высокие давления.

При разрыве ненарушенных пластов, лишенных естественной трещиноватости, жидкость разрыва должна хорошо фильтроваться через пористую среду. При гидроразрыве пластов с развитой системой естественных трещин следует применять жидкости, не фильтрующиеся или фильтрующиеся с быстрым снижением скорости фильтрации.

К жидкости-песконосителю, помимо общих требований, предъявляются следующие: она должна иметь минимальную фильтруемость и такую вязкость, которая бы давала возможность удерживать песок во взвешенном состоянии. Высокая удерживающая способность жидкости-песконосителя должна предупредить возможность оседания песка на пути движения песконосителя до забоя, а также потерю подвижности песка в самой трещине.

Повышение вязкости и уменьшение фильтруемости жидкостей достигают введением в них добавок. Такими добавками для углеводородных жидкостей являются соли органических кислот, высокомолекулярные и коллоидные соединения нефтей.

Продавочные жидкости закачивают в скважину только для того, чтобы довести жидкость-песконоситель до забоя скважины. Таким образом, объем продавочной жидкости равен объему НКТ, через которые ведется закачка жидкости-песконосителя. К расчетному объему НКТ прибавляется объем затрубного пространства между башмаком НКТ и верхними дырами фильтра. Продавочная жидкость при всех условиях должна иметь минимальную вязкость в целях снижения потерь напора при прокачке. В качестве продавочной жидкости используется практически любая недорогая жидкость, имеющаяся в достаточном количестве, и чаще всего обычная вода.

Наполнитель служит для заполнения образовавшихся трещин и предупреждения их смыкания при снятии давления и должен удовлетворять следующим требованиям:

-           иметь достаточную механическую прочность, чтобы не разрушаться в трещинах под действием веса пород;

-           сохранять высокую проницаемость.

Этим условиям удовлетворяет хорошо окатанный однородный кварцевый песок. Однако песок имеет очень большую плотность, которая сильно отличается от плотности жидкости, что способствует его оседанию из потока жидкости и затрудняет заполнение трещин. В связи с этим в мировой практике в последнее время находят применение в качестве наполнителя стеклянные шарики, а также зерна боксита соответствующего размера и молотая скорлупа грецкого ореха. Применяются наполнители из особо прочных искусственных синтетических полимерных веществ, имеющих плотность, близкую к плотности жидкости песконосителя.

Технология гидравлического разрыва пласта.

Для гидравлического разрыва пласта выбирают следующие скважины:

-                 с низкой продуктивностью;

-                 с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;

-                 с загрязненной призабойной зоной;

-                 с высоким газовым фактором;

-                 нагнетательные с низкой приемистостью;

-                 нагнетательные для расширения интервала поглощения.

Не рекомендуются проводить гидроразрыв в скважинах, технически неисправных и расположенных близко от контура водоносности или от газовой шапки.

Для выяснения приемистости скважины и величины ожидаемого давления разрыва необходимо предварительно испытать скважину на поглощение при различных давлениях и определить опытным путем давление на разрыв и расход жидкости разрыва. Такое испытание проводят путем закачки в скважину маловязкой жидкости в нарастающих объемах.

Перед началом работ забой скважины необходимо очистить лучше всего промывкой. В отдельных случаях для улучшения фильтрационных свойств пластов рекомендуется проводить соляно-кислотную или грязевую обработку и дополнительную перфорацию. Эти мероприятия снижают давление разрыва и повышают его эффективность. Наилучший эффект дает гидропескоструйная перфорация интервала, намеченного для разрыва.

После очистки в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, чтобы при продавке иметь меньше потери давления.  Для предохранения обсадной колонны от воздействия большого давления над разрываемым пластом иногда устанавливают пакер. При больших давлениях при гидоразрыве на пакер снизу действуют очень большие усилия. Для предотвращения сдвига пакера по колонне на трубах выше пакера устанавливают гидравлический якорь.

После спуска труб с пакером и якорем на устье скважины устанавливают головку, к которой и подключают насосные агрегаты для нагнетания.

Вначале жидкость разрыва закачивают насосными агрегатами. По мере закачки давление постепенно повышается. В момент, когда давление на забое достигнет определенной величины, пласт разорвется и образуется трещина. Момент разрыва обнаруживается по резкому спаду давления на манометре, установленном на выкидной линии. После разрыва давление на устье падает, а расход нагнетаемой жидкости сильно возрастает – начинает работать трещина и скважина начинает принимать жидкости больше, чем она принимала перед разрывом.

После разрыва пласта переходят к нагнетанию жидкости-песконосителя. Наибольший эффект достигается при закачке жидкости-песконосителя с большими скоростями и при высоких давлениях нагнетания.

Затем жидкость с песком продавливают в пласт путем нагнетания продавочной жидкости при максимальном давлении и с максимальной скоростью, для обеспечения быстрейшего заполнения трещин песком. Для этого подключают наибольшее число насосных агрегатов. Количество продавочной жидкости должно быть равно емкости колонны труб. При прокачке излишнего количества продавочной жидкости она может оттеснить песок в глубь пласта и после снятия давления трещина в непосредственной близости к забою скважины может сомкнуться, тогда эффект от разрыва может быть сведен к нулю.

В качестве продавочной жидкости используют нефть для нефтяных и воду для нагнетательных. После продавки устье закрывают и скважину оставляют в покое, пока давление на устье не упадет до нуля. Затем скважину промывают, очищая от песка, и приступают к освоению.

Водяные нагнетательные скважины после промывки некоторое время поршнюют для извлечения из трещин закачанной вязкой жидкости.

Большие масштабы внедрения гидравлического разрыва пластов и широкие теоретические и экспериментальные исследования, проведенные в этой области, способствовали совершенствованию и разработке различных технологических схем.

В зависимости от геомеханических и эксплуатационных характеристик нефтяного пласта или отдельных продуктивных объектов, а также в зависимости от условия рентабельности самой технологической схемы выбирается та или другая разновидность метода гидравлического разрыва пластов.

Разновидность гидравлического разрыва определяется направлением и числом трещин. Направлением трещин обусловлен горизонтальный и вертикальный гидравлические разрывы пласта, а числом их – многократный (селективный) или поинтервальный.

Кроме того, существуют и гидроразрывы следующих видов: гидравлический разрыв с магнием, гидравлический разрыв в сочетании с пескоструйной перфорацией, многоэтапный разрыв с кислотой без ввода песка в трещину.

Оборудование для гидравлического разрыва пласта.

При гидравлическом разрыве применяют комплекс оборудования, в который входят: насосные агрегаты, пескосмесительные машины, автоцистерны для транспортировки жидкостей разрыва, арматура устья скважины, пакеры, якори и другое вспомогательное оборудование. Основное оборудование – насосные агрегаты. Они монтируются на шасси трехосных тяжелых грузовых машин грузоподъемностью 10 – 12 т.

Для приготовления смеси жидкости с песком применяют пескосмесительные агрегаты, иногда со сложными автоматическими дозирующими жидкость и песок устройствами. Агрегаты монтируются на шасси тяжелого грузовика.

 

 Тепловые методы воздействия на призабойную зону скважины. Тепловая обработка призабойной зоны скважины (ПЗС) целесообразна при добыче тяжелых вязких нефтей или нефтей с высоким содержанием парафина и асфальтосмолистых компонентов (более 5 - 6%). Поскольку тепловая обработка ПЗС, как правило, осуществляется периодически, то скважины должны быть сравнительно неглубокими (до 1300 м), чтобы после извлечения из скважины нагревательного оборудования можно было начать откачку жидкости при достаточно высокой температуре на забое. Отложение парафина и асфальтосмолистых веществ происходит в ПЗС на расстояниях до 2,5 м от стенок скважины, т. е. в зоне наиболее резкого изменения давления. Это приводит к сильному увеличению фильтрационных сопротивлений и снижению дебитов скважин. Призабойную зону скважины прогревают двумя способами: закачкой в пласт на некоторую глубину теплоносителя - насыщенного или перегретого пара, растворителя, горячей воды или нефти; спуском на забой скважины нагревательного устройства - электропечи или специальной погружной газовой горелки. Второй способ проще и дешевле. Кроме того, электропрогрев ПЗС не сопровождается внесением в пласт теплоносителя - воды или пара, конденсата, которые могут взаимодействовать с глинистыми компонентами пласта. Однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, не удается прогреть более или менее значительную зону, и радиус изотермы с избыточной температурой 40 °С, как показывают расчеты и исследования, едва достигает 1 м.

Назначение и методы исследования скважин. Исследование скважин при установившихся режимах. Исследования на установившихся режимах.Исследование методом установившихся отборов проводится на добывающем и нагнетательном фондах скважин с регистрацией параметров не менее чем на 3-х установившихся режимах для определения продуктивности скважины, потенциала пласта и пластового давления в области дренирования вертикальных, горизонтальных скважин.Исследование методом отборов (ИД)Исследование методом закачек (ИД).Исследование методом отборов (ИД)-Исследование методом индикаторной диаграммы проводится на добывающих скважинах с регистрацией на каждом режиме и при переходных процессах при смене режимов следующих параметров:Давление на забое (динамический уровень) на различных режимах работы скважины.Дебит добывающей жидкости на различных режимах работы скважины.Обводненность продукции скважины на каждом режиме.Результаты:Продуктивность скважины;Пластовое давление.Исследование методом закачек (ИД).-Исследование методом индикаторной диаграммы проводится на нагнетательных скважинах с регистрацией на каждом режиме и при переходных процессах при смене режимов следующих параметров:Давление на забое на различных режимах работы скважины.Расход закачиваемой жидкости на различных режимах работы скважины.Результаты:Модель течения в пласте;Наличие и параметры техногенной трещины;Проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, пласта;Радиус влияния скважины (радиус исследования);Скин-эффект;Приемистость скважины;Пластовое давление.

Исследование скважин при установившихся и неустановившихся режимах работы скважин.Исследования на неустановившихся режимах.Исследование проводится для оценки фильтрационных параметров и потенциала пласта, продуктивности скважины, установления геологических неоднородностей, границ пласта в области дренирования вертикальных, горизонтальных скважин.КВД (КВУ).КПД.КВД (КВУ)-Исследование методом восстановления давления проводится на добывающих скважинах при регистрации давления во времени после остановки стабильно или циклически работающей скважины в режиме отбора. Контролируемые параметры:Давление на забое (динамический уровень) и его восстановление после закрытия и остановки скважины.Дебит добывающей жидкости в период работы скважины, до ее остановки.Обводненность продукции скважины.Результаты:Модель течения в пласте, параметры для модели течения;Проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность пласта;Радиус влияния скважины (радиус зоны дренирования скважины);Скин-эффект;Продуктивность скважины и ее гидродинамическое совершенство;Удаленность границ, модель границ;Полудлина трещины (для скважин с ГРП);Пластовое давление;КПД-Исследование методом падения давления проводится на нагнетательной скважине при регистрации давления во времени после остановки стабильно или циклически работающей скважины в режиме закачки.Контролируемые параметры:Давление на забое и его падение после закрытия скважины.Дебит закачиваемой жидкости (приемистость скважины) в период работы скважины до ее закрытия и остановки.Обводненность.Результаты:Модель течения в пласте, параметры для модели течения;Проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность;Радиус влияния скважины (радиус зоны дренирования скважины);Скин-эффект;Приемистость скважины;Удаленность границ, модель границ;Пластовое давление.

Термодинамические исследования скважин.Известно, что колебания температуры на земной поверхности 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 l и температурным градиентом Г = dT/dx:  Если тепловой поток постоянен, то, замеряя распределение температурного градиента, можно оценить значения l 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 l, тем больше наклон линии Т{х) против данного прослоя. Отклонения от естественной геотермы Т(х) связываются с гидро- и термодинамическими процессами, происходящими в пластах и, что особенно интересно, в продуктивном перфорированном интервале.

Скважинные дебитометрические исследования.Для добычи нефти и разработки нефтяного месторождения необходимо знать: отдающие продукцию интервалы, долю работающих интервалов от общей толщины пласта; поглощающие интервалы в нагнетательных скважинах; распределение нагнетаемого агента по интервалам, долевое участие пропластков в суммарной продукции скважин; распределение интенсивности притока или поглощения вдоль интервала вскрытия; состав продукции, поступающей в скважину из того или иного интервала; степень выработанности запасов нефти из отдельных пропластков, вскрытых общим фильтром, степень компенсации закачкой отобранной нефти; необходимость воздействия на призабойную зону скважины для стимулирования отдачи или поглощения пластов, а также результаты воздействия, параметры отдельных пропластков; долю работающих интервалов от общей толщины пласта или пропластка; поглощающие интервалы в нагнетательных скважинах; поглотительную способность каждого интервала; долевое участие различных интервалов или отдельных участков данного интервала в суммарной продукции скважины; как распределяется интенсивность притока или поглощения вдоль интервала вскрытия; состав продукции, поступающей в скважину из того или иного интервала (наличие обводненных или частично обводненных пропластков); степень выработанности запасов нефти из отдельных пропластков или пластов, вскрытых общим фильтром: степень компенсации закачкой отобранной нефти из тех или иных проиластков или пластов; интервалы, требующие воздействия кислотой, гидравлического разрыва или дополнительной перфорацией для стимулирования их работы на отдачу или на поглощение; результаты воздействия на призабойную зону геолого-технических мероприятий по интенсификации притока или поглощения; пластовые параметры отдельных пропластков, индикаторные линии и статические давления в этих пропластках. Ответы на перечисленные вопросы могут быть получены Диаграмма интенсивности притока: а - равномерный приток по всей толщине пласта; б - равномерный приток при работе двух пластов; в - неравномерный приток при работе двух пластов (часть пласта II не работает) с помощью дебитометрических исследований скважины опускаемым на кабеле скважинным прибором - дебитомером для добывающих и расходомером для нагнетательных скважин. При перемещении такого прибора вдоль вскрытого интервала скважины получается информация о распределении интенсивностей притока или поглощения вдоль перфорированного участка пласта.

Техника и приборы для гидродинамических исследований скважин.Приборы спускают в скважины без остановки их работы. Поскольку доступ к забою через НКТ возможен в фонтанных и газлифтных скважинах, на устьях которых всегда имеется давление, иногда очень значительное, то измерительные приборы в действующую скважину вводят через лубрикатор (рис. 6.10), который состоит из корпуса 1, устанавливаемого на верхний фланец буферной задвижки 2 арматуры устья скважины. Размеры корпуса должны позволять размещение в нем спускаемого прибора 3. На верхнем конце корпуса имеется сальниковое устройство 4 и кронштейн 5, удерживающий направляющий ролик 6. Лубрикатор имеет спускной краник 7 и уравнительный отвод 8. Лубрикатор устанавливают при закрытой задвижке 2 без нарушения режима фонтанной пли газлифтной скважины, нефть из которой поступает непрерывно в боковой отвод 9. Перед спуском прибора в скважину отворачивается сальниковая крышка 4, через которую продергивается кабель или проволока. Глубинный прибор с присоединенной проволокой опускают в корпус лубрикатора, после чего завинчивают сальниковую крышку 4. Проволока заправляется на направляющий ролик 5 и идет к барабану подъемной лебедки транспортируемой на автомашине. После зарядки лубрикатора открывается задвижка 2, давления уравниваются; после чего прибор спускают в скважину. Длина смотанной с барабана проволоки или кабеля измеряется специальным измерительным роликом, соединенным со счетчиком, показывающим глубину спуска прибора. После Лубрикатор .измерений прибор извлекается в обратном порядке. Сначала он вводится в корпус лубрикатора, затем закрывается задвижка 2 и после уравновешивания давления с помощью крана 7 открывается сальниковая крышка и прибор извлекается на поверхность. Для насосной эксплуатации имеются малогабаритные лубрикаторы. Такие лубрикаторы устанавливаются эксцентрично на верхнем фланце насосной устьевой арматуры и предназначены для спуска в кольцевое пространство насосных скважин малогабаритных скважинных манометров с наружным диаметром менее 28 мм. Спуск измерительных приборов в скважины, работающие с дебитом более 300 - 400 т/сут (зависит еще и от газового фактора), обычно вызывает затруднения, так как встречный поток жидкости из-за гидравлических сопротивлений, вызываемых наличием прибора, препятствует его спуску. В подобных случаях к глубинным приборам подвешивают грузовую штангу. При очень больших дебитах, перед спуском прибора, прикрытием выкидной задвижки или регулируемого штуцера дебит уменьшают до такого, при котором спуск прибора становится возможным. После спуска прибора ниже башмака НКТ, где скорость восходящего потока мала, работу скважины снова переводят на прежний режим. Однако такое нарушение может отразиться на измеряемых параметрах, поэтому после такой операции скважине необходимо дать возможность выйти на установившийся режим. Многие скважинные приборы (манометры, термометры, пробоотборники) имеют автономную регистрацию измеряемых параметров внутри самого прибора. Такие аппараты спускаются на стальной (из прочной тигельной стали) проволоке диаметром 1,6 - 2,2 мм. Проволока не должна иметь скруток и спаек, так как должна беспрепятственно проходить через сальник лубрикатора. Все приборы с дистанционной регистрацией показаний п дебитомеры с дистанционным управлением раскрытия и закрытия пакера спускаются на тонком электрическом кабеле.  Принципиальные схемы геликсного (а) и поршневого (б) скважинных манометров

Основы теории движения газожидкостных смесей в скважине. Характеристические кривые работы газожидкостного подъемника.Подъем жидкости из скважин нефтяных месторождений практически всегда сопровождается выделением газа. Поэтому для понимания процессов подъема жидкости из скважин, умения проектировать установки для подъема и выбирать необходимое оборудование, надо знать законы движения газожидкостных смесей (ГЖС) в трубах. При всех известных способах добычи нефти приходится иметь дело с движением газожидкостных смесей либо на всем пути от забоя до устья, либо на большей части этого пути. Эти законы сложнее законов движения однородных жидкостей в трубах и изучены хуже. Если при движении однофазного потока приходится иметь дело с одним опытным коэффициентом λ (коэффициент трения), то при движении двухфазного потока - газожидкостных смесей приходится прибегать по меньшей мере к двум опытным характеристикам потока, которые в свою очередь зависят от многих других параметров процесса и условий движения, многообразие которых чрезвычайно велико. . Физика процесса движения газожидкостной смеси в вертикальной трубе. Зависимость подачи жидкости от расхода газа Качественную характеристику процесса движения газожидкостной смеси (ГЖС) в вертикальной трубе легче уяснить из следующего простого опыта Представим, что трубка 1 длиною L погружена под уровень жидкости неограниченного водоема на глубину h. К нижнему открытому концу трубки, который по аналогии с промысловой терминологией будем называть башмаком, подведена другая трубка 2 для подачи с поверхности сжатого газа. На трубке имеется регулятор расхода 3, с помощью которого можно установить желаемый расход газа. Принципиальная схема газожидкостного подъемника Давление у башмака подъемной трубки 1 будет равно гидростатическому на глубине h - P1 = rgh и, очевидно, не будет изменяться от того, много или мало газа подается к башмаку. По трубке 2 подается газ, и в трубке 1 создается газожидкостная смесь средней плотности rс, которая поднимается на некоторую высоту H. Поскольку внутренняя полость трубки 1 и наружная область являются сообщающимися сосудами, имеющими на уровне башмака одинаковые давления, то можно написать равенство откуда Плотность смеси в трубке rс зависит от расхода газа V. Чем больше V, тем меньше rс. Изменяя V, можно регулировать Н. При некотором расходе V = V1 величина Н может достигнуть L. При V<V1 H<L. При V>V1 H>L и наступит перелив жидкости через верхний конец трубки 1. При дальнейшем увеличении V расход поступающей на поверхность жидкости q увеличится. Однако при непрерывном увеличении V расход жидкости не будет увеличиваться непрерывно, так как под воздействием неизменяющегося перепада давления DР = Р1 - Р2 (Р1 = const, так как h = const), труба определенной длины L и диаметра d должна пропускать конечное количество жидкости, газа или газожидкостной смеси. Таким образом, при некотором расходе газа V=V2 дебит достигнет максимума q = q max. Можно представить другой крайний случай, когда к башмаку подъемной трубы подводится так много газа, что при постоянном перепаде давления DР = Р1 - Р будет идти только газ, DР будет расходоваться на преодоление всех сопротивлений, вызванных движением по трубе чистого газа. Расход этого газа пусть будет V=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, DP) равна только V3, и устремится мимо трубы, оттесняя от башмака жидкость. Очевидно, при этом расход жидкости будет равен нулю (q = 0). Таким образом, из этого опыта можно сделать следующий вывод. 1. При V<V1 q = 0 (H < L). 2. При V = V1 q = 0 (H = L) (начало подачи). 3. V1 < V < V2 0 < q < qmax (H > L), 4. При V = V2 q = qmax (точка максимальной подачи). 5. При V2 < V < V 3 qmax > q > 0. 6. При V = V3 q = 0 (точка срыва подачи). Обычно правая ветвь кривой q(V) (рис. 7.2) пологая, левая крутая. Зависимость подачи q газожидкостного подъемника от расхода газа V Для всех точек кривой постоянным является давление P1, так как погружение h в процессе опыта не изменялось. Существует понятие - относительное погружение e = h / L. Таким образом, для данной кривой ее параметром будет величина относительного погружения ε. 7.1.2. Зависимость положения кривых q (V) от погружения Поскольку при наших рассуждениях никаких ограничений на величину e не накладывалось, то при любых e, лежащих в пределах 0 < e < 1, вид соответствующих кривых q(V) будет одинаковый. При увеличении е новые кривые q(V) обогнут прежнюю, так как с ростом h потребуется меньший расход газа для наступления перелива. По тем же причинам возрастет qmax, а точка срыва подачи на соответствующих кривых сместится вправо. При уменьшении e все произойдет наоборот. Новые кривые q(V) расположатся внутри прежних и при e = 0 кривая q(V) выродится в точку. Другой предельный случай - e = 1 ( h = L, 100% погружения). В этом случае при бесконечно малом расходе газа немедленно произойдет перелив. Точка начала подачи сместится в начало координат. Кривая q(V) для e = 1 начнется в начале координат и обогнет все семейство кривых. Таким образом, каждый газожидкостный подъемник характеризуется семейством кривых q(V), каждая из которых будет иметь свой параметр e Семейство кривых q(V) для газожидкостного подъемника данного диаметра Зависимость положения кривых q(V) от диаметра трубы В наших рассуждениях никаких ограничений на диаметр подъемной трубы и на ее длину не накладывается. Поэтому аналогичное семейство кривых q(V) должно существовать для подъемников любого диаметра и любой длины. Однако возникает вопрос, как располагать повое семейство кривых для трубы диаметром d2 > d1 по отношению к прежним кривым. Увеличение диаметра потребует большого расхода газа, так как Семейство кривых q(V) для двух газожидкостных подъемников различных диаметров объем жидкости, который необходимо разгазировать для достижения данной величины rс, при прочих равных условиях ( h = const, L = const) возрастает пропорционально d2. Пропускная способность трубы по жидкости, газу или газожидкостной смеси (ГЖС) также возрастет. Поэтому для увеличенного диаметра будет существовать также семейство кривых q(V), все точки которого будут смещены вправо, в сторону увеличенных объемов, кроме одной точки, совпадающей с началом координат для кривой q(V) при e = 1. В каждом из этих семейств и любых других, кривые q(V) при значениях e, близких к единице и к нулю, не имеют практического значения, так как они либо неосуществимы (e = 0), либо бессмысленны (e = 1), и введены в рассуждения только для понимания физики процессов, происходящих при движении ГЖС в трубах. 7.1.4. К. п. д. процесса движения ГЖС 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 e = const, то для нее будут справедливы следующие рассуждения.

Коэффициент полезного действия процесса движения газожидкостных смесей в скважине.Из определения понятия к. п. д. следует, что Полезная работа заключается в поднятии жидкости с расходом q на высоту L - h, так что

Зависимость удельного расхода газа от общего расхода газа в теории движения газожидкостных смесей в скважине. Удельным расходом газа называют отношение  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. максимален, R минимально. Это очевидно, так как при максимальном  Зависимость удельного расхода газа R от общего расхода газа V для данной кривой q (V) к. п. д. должно расходоваться минимально возможное количество газа на подъем единицы объема жидкости. При режиме максимальной подачи (qmax) η < ηmax. 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. 7.5). 7.1.6. Зависимость оптимальной и максимальной подач от относительного погружения

Основы теории движения газожидкостных смесей в скважине. Идеальный, полуидеальный лифт.

Структура потока ГЖС в вертикальной трубе

В зависимости от физических свойств жидкости и характера ввода газа в поток могут возникать различные структуры движения ГЖС в трубе, которые существенным образом влияют на энергетические показатели подъема жидкости. В фонтанных скважинах на участке НКТ, где давление меньше давления насыщения, выделяющийся из нефти свободный газ образует тонкодисперсную структуру, называемую эмульсионной. Мелкие газовые пузырьки более или менее равномерно пронизывают массу нефти, образуя практически однородную квазигомогенную смесь газа и жидкости. Вследствие своей малости (доли мм) и большой плотности газовые пузырьки обладают малой архимедовой силой. Поэтому их скорость всплытия относительно жидкости пренебрежимо мала и в расчетах может не учитываться. Это происходит до тех пор, пока в результате уменьшения давления при движении смеси вверх по трубе газовые пузырьки, расширяясь, увеличивают объемное газосодержание потока до 20-25%. При дальнейшем уменьшении давления и поступлении из нефти новых количеств газа пузырьки, сливаясь, образуют шарообразные формы (глобулы) больших размеров, измеряемые в диаметре несколькими сантиметрами. Скорость всплытия таких глобул в результате действия таких глобул в результате действия архимедовой силы становится большой, достигая нескольких десятков сантиметров в секунду. Это ухудшает энергетические показатели процесса подъема. Такая структура называется четочной.

При больших расходах газа возникает стержневая структура, при которой газ с распыленными в нем каплями жидкости движется непрерывным потоком, увлекая за собой по стенкам трубы волнистую пленку жидкости. При стержневой структуре движения скорость газа по отношению к жидкости достигает нескольких метров в секунду.

Между эмульсионной, четочной и стержневой структурами не существует резких границ перехода, на возникновение той или иной структуры существенной влияние оказывает вязкость нефти, а также наличие в ней различных ПАВ, способствующих диспергации (измельчению) газа в потоке (рис. 7).

Рисунок 7. Структуры газожидкостного потока:

а – эмульсионная; б – четочная, в – стержневая

 

 

 

Основы теории движения газожидкостных смесей в скважине. Истинное газосодержание. Расходное газосодержание.Истинное газосодержание потока ГЖС учитывает скольжение газа и поэтому является отношением площади, занятой газом fг, ко всему сечению трубы f: , Расходное газосодержание потока ГЖС определяется как отношение объемного расхода газа V к общему расходу смеси V+q:

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 где Р1 - давление в нижней части трубы, Рс - давление, уравновешивающее гидростатическое давление столба ГЖС, Ртр - потери давления на преодоление сил трения при движении ГЖС, Рус - потери давления на создание ускорения потока ГЖС, так как его скорость при движении в сторону меньших давлений увеличивается из-за расширения газа; Р2 - противодавление на верхнем конце трубы. Уравнение (7.8) справедливо для всех случаев: короткой и длинной трубы, вертикальной и наклонной и является основным при расчете потерь давления и их составляющих.

Плотность реальной и идеальной смеси при движении газожидкостной смеси в скважине.случай соответствует идеальным условиям, при которых образуется идеальная смесь плотностью ρи. Относительная скорость газа (по отношению к жидкости) или . Поскольку а > 0, то b > 1. Увеличение скорости газа при неизменном объемном расходе V уменьшает fг, следовательно, увеличивает fж. В результате плотность смеси, как это следует из (7.18) и (7.19), увеличивается. Таким образом, явление скольжения газа (a > 0) при неизменных объемных расходах q и V приводит к утяжелению смеси по сравнению с идеальным случаем. Поэтому чем больше а, тем больше потребуется давление на забое для поднятия данного количества жидкости.Плотность реальной смеси где Δρ - увеличение плотности смеси, обусловленное скольжением.

Фонтанная эксплуатация скважин. Гидродинамические расчеты фонтанирования, артезианское фонтанирование.Теоретическое описание процесса артезианского фонтанирования практически не отличается от расчета движения однородной жидкости по трубе. Давление на забое скважины Рс при фонтанировании определяется уравнением в котором гидростатическое давление столба жидкости благодаря постоянству плотности жидкости определяются простым соотношением где ρ - средняя плотность жидкости в скважине; Н - расстояние по вертикали между забоем (обычно серединой интервала перфорации) и устьем скважины. Для наклонных скважин где L - расстояние от забоя до устья вдоль оси наклонной скважины; α - средний зенитный угол кривизны скважины. Противодавление на устье скважины Pу определяется ее удаленностью от групповой замерной установки, давлением в этой установке или размером штуцера (местного сопротивления), обычно устанавливаемого на выкидной линии фонтанирующей скважины для регулирования ее дебита. При широко распространенных в настоящее время однотрубных, герметизированных системах нефтегазосбора давления на устье Pу бывает большим, достигая иногда нескольких мегапаскалей.

Фонтанирование за счет энергии расширения газа. Условия фонтанирования.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 Рнас, а выше - ниже давления насыщения. В зоне, где Р < Рнас, из нефти выделяется газ, причем этого газа становится тем больше, чем меньше давление, т. е. чем больше разница давлений ΔР = Рнас - 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 (Рс > Рнас), и газ будет выделяться на некоторой высоте в НКТ. Возможен другой случай, когда фонтанирование происходит при давлении на забое скважины ниже давления насыщения (Рс < Рнас). 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 Рс выше или ниже давления насыщения Рнас. Схема скважин при фонтанировании

Расчет фонтанного подъемника. Совместная работа пласта и фонтанного подъемника при двух режимах.необходимо определить действительное количество газа, которое находится в свободном состоянии в фонтанном подъемнике при среднем давлении в подъемнике. В качестве среднего давления можно принять (следуя А. П. Крылову) среднее арифметическое, т. е. Среднее количество свободного газа определяется как разность полного газового фактора Го и количества растворенного газа, которое определяется как произведение коэффнциента растворимости α на Pср, взятое в избыточных единицах давления, Далее необходимо учесть, что вода, сопровождающая нефть, практически не содержит растворенного газа и замеряемый на промыслах газовый фактор Го 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 Гср ·(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 Rопт. Этот газовый фактор называется эффективным газовым фактором и обозначается Гэф. Поэтому с учетом растворимости газа условие фонтанирования теперь запишется так: или в развернутом виде Из неравенства (8.37) можно определить минимально необходимое давление на забое Рс, обеспечивающее фонтанирование при заданной комбинации других величин, таких как Го, d, L, Ру, Р. Для определения минимального Рс необходимо решить неравенство (8.37) относительно Рс. Однако сделать это нельзя, так как выражение (8.37) относительно Рс трансцендентно. Поэтому решение неравенства (8.37) получается либо подбором такой величины Рс , которая обращает неравенство (8.37) в тождество, либо графоаналитическим путем.

Общие принципы газлифтной эксплуатации. Конструкции газлифтных подъемников.Газлифтная скважина - это по существу та же фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу (рис. 9.1). По колонне труб 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам 3. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность. Все понятия и определения, изложенные в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, в равной мере приложимы к газлифтной эксплуатации скважин и служат ее теоретической основой.  Принципиальная схема газлифта. Конструкции газлифтных подъемниковДва канала, необходимых для работы газлифтной скважины в реальных условиях, создаются двумя рядами концентрично расположенных труб, т. е. спуском в скважину первого (внешнего) и второго (внутреннего) рядов труб. Внешний ряд труб большего диаметра (обычно 73 - 102 мм) спускается первым. Внутренний, меньшего диаметра (обычно 48, 60, 73 мм) спускается вторым внутрь первого ряда. Образуется так называемый двухрядный подъемник, в котором, как правило, сжатый газ подается в межтрубное пространство между первым и вторым рядами труб, а ГЖС поднимается по внутреннему, второму ряду труб (рис. 9.2, а). Первый ряд труб обычно спускается до интервала перфорации, а второй под динамический уровень  Схема конструкций газлифтных подъемникова - двухрядный подъемник; б - полуторарядныи подъемник; в - однорядный подъемник; г - однорядный подъемник с рабочим отверстием. на глубину, соответствующую рабочему давлению газа, так как погружение башмака НКТ под динамический уровень, выраженное в единицах давления, всегда равно рабочему давлению газа. В газлифтной скважине, оборудованной двухрядным подъемником, реальный динамический уровень устанавливается во внешнем межтрубном пространстве - между обсадной колонной и первым рядом труб. Если межтрубное пространство перекрыто II там имеется некоторое давление газа, то действительное, а следовательно, и рабочее давление будет складываться из погружения под уровень и гидростатического давления газа во внешнем межтрубном пространстве: пли Двухрядные подъемники раньше применялись широко, особенно когда эксплуатация скважин осложнялась выделением песка, который нужно было выносить на поверхность. Скорость восходящего потока при движении по первому ряду труб больше, чем при движении по обсадной колонне. Поэтому башмак первого ряда спускался, как правило, до забоя. В то же время при необходимости можно было легко изменять погружение второго ряда труб в связи с изменением динамического уровня, увеличением отбора или по другим причинам. При таком изменении первый ряд труб остается на месте. Однако двухрядный подъемник - сооружение металлоемкое, а поэтому дорогое. Лишь при отсутствии герметичности обсадной колонны его применение оправдано как вынужденная мера. Разновидностью двухрядного подъемника является полуторарядный (рис. 9.2, б) в котором для экономии металла трубы первого ряда имеют хвостовую часть (ниже башмака второго ряда) из труб меньшего диаметра. Это существенно уменьшает металлоемкость конструкции, позволяет увеличить скорость восходящего потока, но осложняет операцию по увеличению погружения, т. е. по допуску второго ряда, так как для этого необходимо предварительно изменить подвеску первого ряда труб. Схема однорядного наименее металлоемкого подъемника приведена на рис. 9.2, в. Газ подается в межтрубное пространство и ГЖС поднимается по одному ряду труб, диаметр которых определяется дебитом скважины и техническими условиями ее эксплуатации. Реальный уровень жидкости всегда устанавливается у башмака подъемных труб. Уровень не может быть выше, так как в этом случае газ не будет поступать в НКТ. Он не может быть и ниже башмака, так как тогда в НКТ не будет поступать жидкость. Однако при пульсирующем режиме работы газожидкостного подъемника уровень жидкости колеблется у башмака, периодически его перекрывая. Видимого погружения и динамического уровня жидкости при однорядном подъемнике нет, а гидростатическое давление у башмака подъемных труб, создаваемое погружением его под динамический уровень, заменяется давлением газа Р1.

Газлифтная эксплуатация скважин. Пусковое давление.

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,

Газлифтная эксплуатация скважин. Методы снижения пусковых давлений.При использовании компрессорных станций в качестве источника сжатого газа для газлифтных 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. 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. 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. 9.4.4. Задавка жидкости в пласт

Газлифтная эксплуатация скважин. Газлифтные клапаны.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.

Газлифтная эксплуатация скважин. Принципы размещения 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, где Рк - давление газа в межтрубном пространстве на уровне жидкости. При начнется приток, который необходимо учитывать при расчете размещения клапанов.

Газлифтная эксплуатация скважин. Пусковое давление для однорядного центрального подъемника.Для того же однорядного подъемника, работающего по центральной системе, имеем После подстановки (9.11) в основную формулу (9.7) получим При указанных выше допущениях (α = 1, dн = dв = d)

Газлифтная эксплуатация скважин. Пусковое давление для однорядного кольцевого подъемника.Таким образом, Подставляя в (9.6) значение Δh согласно (9.5) и вынося h за скобки, получим Это и будет формула для определения пускового давлени

Газлифтная эксплуатация скважин. Пусковое давление для двухрядного центрального подъемника.Для того же двухрядного подъемника, работающего по центральной системе, имеем Или При допущениях α = 1, d1н = d1в = d1 и d2н = d2в = d2, получим

Газлифтная эксплуатация скважин. Пусковое давление для двухрядного кольцевого подъемника.Для двухрядного лифта, работающего но кольцевой системе, ,, 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 Пренебрегая толщинами стенок и считая, что d1н = d1в = d1 и d2н = d2в = d2, а также принимая α = 1, получим

 Скважинная штанговая насосная установка. Наземное и подземное оборудование.Штанговая насосная установки ШНУ (рис. 10.1) состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос (ШСН) со всасывающем клапаном 1 (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).Общая схема штанговой насосной установки 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.

Подача штангового скважинного насоса. 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: 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.

Факторы, снижающие подачу штангового скважинного насоса. Влияние газа в откачиваемой жидкости учитывается коэффициентом наполнения цилиндра насоса. Вредным пространством ШСН называют объем, заключенный между всасывающим и нагнетательным клапанами насоса при крайнем нижнем положении плунжера. 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. Эта потеря обусловлена тем, что при ходе вверх штанги дополнительно растягиваются от действия силы, равной произведению площади сечения плунжера на разность давлений над и под плунжером, так как нагнетательный клапан при ходе вверх закрыт. Одновременно насосные трубы сжимаются, так как действовавшая на них при ходе вниз та же сила теперь (при ходе вверх) с труб снимается и воспринимается штангами.

Условная теоретическая производительность штангового скважинного насоса.

При ходе плунжера вверх объем жидкости, поступающей в цилиндр насоса, равен геометрическому  объему, описанному плунжером, т.е.

                                                                 (1)

где        - площадь сечения плунжера ()

- длина хода плунжера (м)

           D - диаметр плунжера (м)

Одновременно из труб в выкидную линию вытиснится количество жидкости, равное объему кольцевого пространства между трубами и штангами  по длине хода плунжера,  т.е.

                                                                                 (2)

где   - площадь поперечного сечения штанг в  ;

        d - диаметр штанг в м

При движении плунжера вниз объем жидкости, поступающей из скважин под плунжер, перемещается в насосные трубы, а так как в последних  освободился маленький объем, то избыток  поступит из насосных труб в выкидную линию,  который равен:

                                                   (3)

Таким образом, теоретическая производительность глубинного  насоса за один двойной ход плунжера в объемных единицах будет

                                  (4)

 Если обозначить число ходов  плунжера насоса  в минуту через n, то минутная производительность  глубинного насоса  составит

                                                                (5)

Это выражение производительности насоса справедливо только в том случае, когда объем, освобождается плунжером,  при его движении вверх целиком  заполняется поступающей из скважины жидкостью, которая полностью поднимается на поверхность при каждом ходе плунжера.

В действительности  объем жидкости, поступающий в цилиндр    насоса, практически всегда меньше геометрического объема, описываемого плунжером, вследствие следующих причин:

- при всасывании вместе с жидкостью,  в цилиндр насоса  поступает растворенный ранее в нефти  газ;

- вследствие большого давления  гидростатического столба  жидкости, поднимаемой  по насосным трубам,  происходят утечки  некоторого количества жидкости  из труб в зазоры  между плунжером и  цилиндром  и при неплотном закрытии выкидного клапана под плунжер; эти утечки  заполняют часть освобождаемого  плунжером пространства;

- при несоответствии,  скорости пробега плунжера и  скорости  притекания жидкости   через приемный клапан   последняя (жидкость) может не успеть заполнить все пространство, освобождаемое плунжером.

 

Статические и динамические нагрузки, действующие на штанги и их влияние на ход плунжера.

Работоспособность  колонны насоса штанг - одного  из основных элементов глубинного насосной установки – определяющий фактор для всей  насосной системы.

При работе насосной установки штанги  в точке подвески испытывают максимальную  нагрузку и следовательно, максимальное напряжение.

Общая нагрузка  при работе глубинного насоса  в точке насоса подвесных штанг слагается из следующих элементов:

1.   статических нагрузок от силы тяжести насосных штанг, столба  жидкости и сил трения плунжера  в цилиндре насоса и насосных штанг о трубы и жидкость;

2.   динамических нагрузок, возникающих  при движении колонны штанг и столба  жидкости – это вибрационные нагрузки,  ударные нагрузки, инерционные силы.

Статические нагрузки

При движении вверх  штанги нагружают собственной силой тяжести и силой тяжести столба жидкости над плунжером. 

В это время  статическая нагрузка усиливается силами трения, которые направлены вниз.

Обратное движение  вниз  штанги совершают только под действием собственной силы тяжести,  при этом силы трения направлены вверх и поэтому разгружают штанги.

Таким образом,  максимальная статистическая нагрузка  на верхнюю штангу возникает  при ходе вверх и равна

(1)

 

-  сила тяжести   столбца  жидкости над плунжером;- сила тяжести штанг;- сила трения;

Так как   то

 где – площадь сечения плунжера;– площадь    сечения штанг; L–длина колонны штанг;

    –плотность жидкости; – плотность материала .

При погружении насоса на глубину под динамический уровень будем иметь

                                    (2)

или

                   ,                                  (3)

Н-глубина до динамического уровня;

- давление на плунжер столба жидкости h, приложенное снизу;

-сила тяжести 1 м штанг в жидкости

Обозначая силу тяжести 1 м штанг через

                                                                                                             (4)

и силу тяжести 1 м штанг в жидкости через

                                                                                                                (5)

будем иметь, что

                                                                                                 (6)

где

                                                   ;                                                                       (7)

   Обозначая силу тяжести 1 м столба жидкости над плунжером             через  и принимая приближенно  посмотрим окончательно

                                                                              (8)                

Напряжение в точке подвеса штанг от статической нагрузки будет

 

                                                                                               (9)

Силы трения обычно не поддаются точному учету вследствие наличия многих неизвестных факторов.

Ориентировочно силы трения штанг о трубы можно рассчитать по формуле А.С. Вирновского

                                                                                                   (10)

где  - сила трения штанг о трубы;  -коэффициент трения штанг о трубы; -угол отклонения оси скважины от вертикали в рад;-сила тяжести колонны штанг.

Силы трения штанг не превышают 2 % от веса штанг.

Силы трения плунжера о втулки цилиндра насоса составляют 1-3 % от величины статических нагрузок и приближенно расчетное максимальное напряжение в точке подвеса штанг при ходе вверх под действием статических нагрузок можно записать в виде

                                                                           (11)

где     ; площадь сечения плунжера; площадь сечения штанг; L- длина колонны штанг; - плотность жидкости; -плотность материала штанг.

13.3 Динамические нагрузки

Инерционные силы

В условиях работы глубинного насоса, где штанги за каждый ход дважды меняют направление своего  движения, перехода через верхнюю и нижнею мертвые точки с нулевой скоростью, массы штанги и жидкости вынуждены, двигаются неравномерно и ускорения движения в течение каждого хода будут также непостоянны по величине и направлению.

Инерционная сила равна произведению массы на ускорение

                                                                                                                    (12)

Из теории шатун но - кривошипного  механизма с конечным отношениям радиуса криво шина  ч к длине шатуна известно, что

                                                                             (13)

где  - угловая скорость вращения  кривошипа.

 Причем знак плюс берется для положения головки балансира в н. м. т, знак минус для положения головки балансира в  в.м.т.

Ускорение, определяемое по формуле  (13) справедливо для точки сочленения шатуна с балансиром.

Для перехода к точке подвеса штанги умножаем правую часть (13) на отношения длины переднего плеча балансира, а к длине заднего плеча балансира в, и  ускорение для точки  подвеса штанги имеет вид

                                                                    (14)

где s = 2r - длина хода точки подвеса штанги

В качестве массы М, на которую действует это ускорения, принято брать массу штанг

Максимальные инерционные усилия в точке подвеса штанг будут

                                                     (15)

Отношение ускорений  называют фактором динамичности m, так как  то при максимальном отношении  имеем

                                                                        (16)

т.к.             ,   а 

   и               

                          P                                              (17)

Из (16) и (17)   следует,   что фактор динамичности  и инерционная  и инерционная нагрузка растут пропорционально  длине хода сальникового штока  и квадрату числа качаний балансира.

Значительное повышение числа ходов может привести к превышению ускорения штанг на ускорением силы тяжести, что в условиях работы глубинно-насосных установок нежелательно  в связи с возможной аварийностью.

Поэтому скорость откачки, при которой отношение ускорений равно единице обычно считают критической.  Если  принять в качестве практически допустимых скорости, не превышающие  50-75 % от критической, то при

 

                                                      (18)

 

Максимальное допустимое число ходов при 75 %  этой скорости будет

так  как  n и    то  максимально допустимый фактор динамичности будет

                                                                                  (19)

т.е. практически

                                                                                                (20)

 

Добавочное напряжение в штангах от силы инерции будет равно

                                                                        (21)

где  - сила тяжести 1 м штанг; площадь сечения штанг; L- длина колонны штанг; - фактор динамичности.

 

Максимальные нагрузки в точке подвеса штанг. Деформация штанг под действием веса жидкости по закону Гука.

Для определения максимальной нагрузки в точке подвеса штанг в зависимости от режима откачки пользуются различными формулами.

Наиболее  распространен в практике статический метод расчета максимальной нагрузки в точке подвеса штанг, при котором вводятся только статические усилия силы тяжести штанг и жидкости и силы инерции то ее максимальному значению у точки подвеса штанг, т.е.

                                                                                                                              (27)

Известные  расчетные формулы для максимальной нагрузки за ход вверх имеют различные написания в зависимости, главным образом, от способа оценки инерционных нагрузок (учитывается или не учитывается инерция жидкости), но результаты расчетов по ним примерно одинаковы.

Максимальная нагрузка в точке подвеса штанг с учетом статической и динамической нагрузок и усилий, возникающих от вибрации колонны штанг, составит

                                                                                                            (28)

В общем, виде все расчетные формулы можно привести к виду

                                                                            (29)

где ; - фактор динамичности ; - плотность материала штанг;

       - плотность жидкости; S- длина хода точки подвеса штанг; - число качаний.

Ударные нагрузки

Приложение и снятие нагрузок на штанги всегда сопровождается более или менее интенсивными толчками. В процессе работы штанги могут подвергаться резким дополнительным толчком вследствие ударов плунжера о жидкость при неполном заполнении рабочего цилиндра, в результате заедания плунжера в цилиндре песком и т.д.

Эти ударные нагрузки, обычно не поддающиеся учету, значительно увеличивают напряжения в штангах и могут служить одной из важнейших причин их аварий.

Уменьшить эффект толчков и ударов и снизить пиковые нагрузки помещенные между головкой балансира и сальниковым штоком амортизаторы, поглощающие толчки и способствующие более спокойному распределению нагрузки на штанги за время каждого рабочего цикла.

Нагрузки от вибрации колонны штанг

На величину динамических нагрузок, а значит, и суммарной нагрузки на штанги влияют их вибрации, обусловленные попеременным приложением и снятием нагрузок.

Колонна штанг, подвешенная к балансиру, совершает вынужденные колебательные движения вследствие качания балансира с периодом

                                   ,                                                             (22)

где n-число качаний ампуту.

Кроме этого, возникают естественные (свободные) продольные колебания штанг.

Основная частота этих колебаний равна

                                        ,                                                                               (23)

где  с- скорость звука в материале штанг;

        L-  длина колонны штанг, равные одной четверти длины волны.  

Для стальных штанг скорость звука равна      то

                                                             (24)

Период свободных (собственных) колебаний как величина, обратная частоте, равен

                                                                               (25)

В связи с наличием трения штанг о жидкость интенсивность этих колебаний, т.е. амплитуда, постепенно уменьшается, и колебания затухают. Если колеблющемуся стержню дать новый импульс, вторая серия колебаний или усилит первую, или, интерферируя с ней, ослабить ее. В зависимости от сдвига  фаз и амплитуды колебаний штанг. Если эти частоты равны или кратны друг друга, в результате чего возрастают нагрузки на штанги. Наиболее сильными будут так называемые «порядки» колебания, когда импульсы даются с интервалами, равными частоте свободных колебаний (основной резонанс), так как при этом каждая волна насыщается новой энергией.

При отношении частот свободных и вынужденных колебаний, равном 2,3 и т.д., имеем синхронные колебания 2,3 –го и т.д. порядков.

Если частоты колебаний не кратны друг другу, колебания будут не синхронными; они ослабляют друг друга, в связи, с чем нагрузка на штанги уменьшается. С точки зрения уменьшения пиковых нагрузок на штанги, обусловливаемых колебательными процессами, желательно, поэтому работать с несинхронными скоростями.

Единственным фактором, вызывающим синхронность или несинхронность колебаний, является число качаний балансира в единицу  времени. Практика показывает, что иногда достаточно увеличить или уменьшить число качаний только на одно в минуту, чтобы нагрузка (а значить, и напряжение) на штанги снизились.

Интенсивность колебаний, обуславливаемая быстротой работы клапанов насоса, в значительной мере зависит от характера поднимаемой жидкости. При газированной жидкости импульс нагрузки, вызывающей колебания штанг, возникает только один раз за цикл – в момент приложения нагрузки. Снятие нагрузки идет постепенно и не возбуждает дополнительных колебаний. Чем больше газа в жидкости, тем медленнее  прилагается нагрузка, тем меньше амплитуда возникающих колебаний, которые могут затухать раньше, чем возникнут следующие.

При откачке жидкости, описанной  газа, за каждый цикл работы насоса дважды возникают сильные колебания – при приложении и снятии нагрузки.

Амплитуда колебаний при этом больше и они могут быть более продолжительными.

Таким образом, возникающая нагрузка от вибрации колонны штанг накладывается на динамическую нагрузку, появляющуюся вследствие вынужденных колебательных движений балансира. Очевидно, результирующая динамическая нагрузка получает максимальное значение при явлении резонанса, при котором совпадают вынужденные и собственные колебания системы.

Дополнительная нагрузка в точке подвеса штанг от вибрации колонны штанг при ходе вверх из-за внезапного приложения к их нижнему концу нагрузки от силы тяжести столба  жидкости над плунжером для применяемых режимов откачки определится по формуле

                                                                                            (26)

где С- скорость звука в металле;

       - скорость точки подвеса штанг в момент окончания деформации при ходе вверх;

-коэффициент, зависящий от соотношения площадей сечения труб и штанг.

 

Здесь площадь сечения плунжера;  сила тяжести штанг в воздухе; сила тяжести жидкости за вистом объема жидкости, вытесняемой штангами; площадь проходного сечения насосных труб.

 

Деформация насосно-компрессорных труб под действием веса жидкости по закону Гука.

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.

Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными установками. Исследование ШСНУ необходимо для изучения притока и построения индикаторной кривой, а также для изучения работы самого насоса и выявления причин низкого коэффициента подачи. Изменение отбора жидкости ШСНУ достигается либо изменением хода полированного штока 5 перестановкой пальца шатуна на кривошипе, либо изменением числа качаний п сменой шкива на валу электродвигателя. В некоторых случаях отбор можно изменить сменой размера насоса (Р), однако эта операция сложнее, так как требует осуществления спуско-подъемных работ на скважине. При каждом изменении режима откачки после выхода скважины на установившийся режим, что определяется по стабилизации дебита, замеряется прямым или косвенным методом забойное давление, соответствующее данному установившемуся режиму работы. Для прямого измерения забойного давления созданы малогабаритные скваукинные манометры диаметром 22 - 25 мм. Такие приборы могут быть спущены в межтрубное пространство скважины на стальной проволоке через отверстие в планшайбе при эксцентричной подвеске НК.Т на устье. Полученные таким образом данные о забойном давлении наиболее достоверны. Однако в глубоких искривленных скважинах, а также при малых зазорах в межтрубном пространстве бывают прихваты манометра и обрывы проволоки. Для предотвращения этого используются так называемые лифтовые скважинные манометры, подвешиваемые к приемному патрубку ШСН и спускаемые в скважину вместе с НКТ. Эти манометры имеют часовой механизм с многосуточным заводом и фиксируют на бумажном бланке динамику изменения давления на глубине спуска прибора в процессе трех-четырехкратного изменения режимов откачки (дебитов). Такой метод позволяет получить достаточно надежные результаты исследования, однако он связан с необходимостью осуществления спуско-подъемных операций для спуска и подъема лифтового манометра. Поэтому эти замеры приурочивают к очередным ремонтным работам на скважине или очередной смене насоса. В настоящее время лифтовые манометры по этой причине не находят применения.

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.

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.