ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 15.03.2024
Просмотров: 1035
Скачиваний: 0
СОДЕРЖАНИЕ
1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
1.1. Понятие о нефтяной залежи
1.2. Механизм использования пластовой энергии при добыче нефти
2. ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ
2.2. Приток жидкости к скважине
2.3. Режимы разработки нефтяных месторождений
3. ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ
3.1. Цели и методы воздействия
3.2. Технология поддержания пластового давления закачкой воды
3.3. Основные характеристики поддержания пластового давления закачкой воды
3.5. Техника поддержания давления закачкой воды
3.6. Оборудование кустовых насосных станций
3.7. Технология и техника использования глубинных вод для ППД
3.8. Поддержание пластового давления закачкой газа
3.9. Методы теплового воздействия на пласт
3.10. Техника закачки теплоносителя в пласт
4. ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ
4.1. Конструкция оборудования забоев скважин
4.2. Приток жидкости к перфорированной скважине
4.3. Техника перфорации скважин
4.5. Методы освоения нефтяных скважин
4.6. Передвижные компрессорные установки
4.7. Освоение нагнетательных скважин
5. МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ
5.1. Назначение методов и их общая характеристика
5.2. Обработка скважин соляной кислотой
5.4. Поинтервальная или ступенчатая СКО
5.5. Кислотные обработки терригенных коллекторов
5.6. Техника и технология кислотных обработок скважин
5.7. Гидравлический разрыв пласта
5.8. Осуществление гидравлического разрыва
5.9. Техника для гидроразрыва пласта
5.10. Тепловая обработка призабойной зоны скважины
5.11. Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины
5.12. Другие методы воздействия на призабойную зону скважин
6.1. Назначение и методы исследования скважин
6.2. Исследование скважин при установившихся режимах
6.3. Исследование скважин при неустановившихся режимах
6.4. Термодинамические исследования скважин
6.5. Скважинные дебитометрические исследования
6.6. Техника и приборы для гидродинамических исследований скважин
7. ОСНОВЫ ТЕОРИИ ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ
7.1. Физика процесса движения газожидкостной смеси в вертикальной трубе
7.2. Уравнение баланса давлений
7.3. Плотность газожидкостной смеси
8. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
8.1. Артезианское фонтанирование
8. 2. Фонтанирование за счет энергии газа
8. 4. Расчет фонтанного подъемника
8. 5. Расчет процесса фонтанирования с помощью кривых распределения давления
8. 6. Оборудование фонтанных скважин
8. 7. Регулирование работы фонтанных скважин
8. 8. Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение
9. ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
9.1. Общие принципы газлифтной эксплуатации
9.2. Конструкции газлифтных подъемников
9.3. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление)
9.4. Методы снижения пусковых давлений
9.6. Принципы размещения клапанов
9.7. Принципы расчета режима работы газлифта
9.9. Системы газоснабжения и газораспределения
9.11. Исследование газлифтных скважин
10. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ
10.1. Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение
10.2. Подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи
10.3. Факторы, снижающие подачу ШСН
10.4. Оборудование штанговых насосных скважин
10.5. Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными установками
10.6. Эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях
11. эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами
11.1. Общая схема установки погружного центробежного электронасоса
11.2. Погружной насосный агрегат
11.3. Элементы электрооборудования установки
11.4. Установка ПЦЭН специального назначения
11.5. Определение глубины подвески ПЦЭН
11.6. Определение глубины подвески ПЦЭН c помощью кривых распределения давления
12.1. Принцип действия гидропоршневого насоса
12.2. Подача ГПН и рабочее давление
14. РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПЛАСТОВ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ
14.2. Некоторые схемы оборудования скважин для раздельной эксплуатации пластов
14.3. Раздельная закачка воды в два пласта через одну скважину
15.3. Технология текущего ремонта скважин
15.4. Капитальный ремонт скважин
15.5. Новая технология ремонтных работ на скважинах
16. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
16.1. Особенности конструкций газовых скважин
16.2. Оборудование устья газовой скважины
16.3. Подземное оборудование ствола газовых скважин при добыче природного газа различного состава
16.4. Оборудование забоя газовых скважин
16.5. Расчет внутреннего диаметра и глубины спуска колонны НКТ в скважину
16.6. Способы и оборудование для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин
16.7. Одновременная раздельная эксплуатация двух газовых пластов одной скважиной
Давление отработанной жидкости под поршнем двигателя сложится из давления в выкидной линии на устье скважины Pу, гидростатического давления столба жидкости в кольцевом пространстве P"г, которая может иметь плотность, отличную от плотности рабочей жидкости, и поэтому, вообще говоря P'г ≠ P"г , потерь на трение Рк в кольцевом пространстве при движении по нему смеси из пластовой и отработанной жидкости и потерь на трении п в отводных каналах и золотнике двигателя, которые должны быть взяты со знаком плюс. Таким образом,
. (12.9)
Рассмотрим теперь силы и давления, возникающие над и под поршнем насосного цилиндра также при ходе поршня вниз.
Сила R'н равна алгебраической сумме сил, действующих на поршень снизу и сверху, т. е,
, (12.10)
где R'н - сила, действующая на нижнюю поверхность поршня; R"н - сила, действующая на верхнюю поверхность поршня. Но
, (12.11)
где F1 - нижняя площадь поршня насоса со стороны нагнетания жидкости при ходе вниз; Pн1 - давление на выкиде насоса, действующее на нижнюю поверхность поршня при его ходе вниз.
Аналогично определится и сила R"н, действующая на верхнюю поверхность поршня насоса со стороны всасывания. Верхняя площадь поршня меньше нижней на величину сечения штока. Обозначим ее F2. Тогда
, (12.12)
где Pн2 - давление над поршнем насоса при всасывании.
Давление нагнетания
, (12.13)
где Pу, P"г и Pк - прежние, а m - потеря давления на трение в клапанах и отводных каналах насоса при нагнетании.
Давление на стороне всасывания равно
, (12.14)
где Pпр - давление на приеме насоса, т. е. на глубине погружения.
Подставляя (12.14) в (12.12) и (12.13) в (12.11) и далее все в (12.10), получим
. (12.15)
Подставляя (12.8) в (12.6) и (12.9) в (12.7) и далее все в (12.5), получим
. (12.16)
Далее (12.15) и (12.16) подставим в (12.4) и получим
(12.17)
Решая (12.17) относительно искомого Pн, получим
. (12.18)
Потери давления на трение рабочей жидкости в каналах двигателя n и потери давления на трение пластовой жидкости в каналах насоса m, вообще говоря, малы и можно считать n = m. Тогда из (12I.18) получим давление нагнетания насоса при ходе поршневой группы вниз
. (12.19)
Рассуждая аналогично, можно легко получить формулу для давления нагнетания силового насоса Pн при ходе поршневой группы ГПН вверх. Для этого необходимо учесть, что при ходе вверх давление P1 будет действовать на нижнюю поверхность f2 поршня двигателя, а давление на выкиде P2 - на верхнюю поверхность f1.
В цилиндре насоса давление нагнетания Pн1 будет действовать на верхнюю поверхность поршня насоса F2, а давление всасывания Pн2 - на нижнюю поверхность f1.
С учетом сказанного формула для давления нагнетания силового насоса Pн при ходе вверх будет иметь следующий вид:
. (12.20)
Как видим, формула (12.20) аналогична формуле (12.19), но величины площадей F1 и F2, а также f1 и f2 меняются местами.
Гидропоршневые насосы - сложные установки. Они требуют размещения на поверхности у скважины силовых насосов трансформатора, станций управления и защиты. Кроме того, сложны сепарационные и очистные сооружения для подготовки рабочей жидкости. Это является одной из причин, сдерживающих их широкое распространение. Однако с помощью ГПН легко осуществляется эксплуатация наклонных скважин, в которых работа штанговых насосов иногда оказывается совершенно невозможной. В настоящее время на отечественных промыслах эксплуатируется несколько установок ГПН в порядке накопления опыта работы с ними и выяснения возможности их эксплуатации на промыслах Сибири и Севера.
13. ПОГРУЖНЫЕ ВИНТОВЫЕ НАСОСЫ
Основным элементом погружного винтового насоса (ПВН) является червячный винт, вращающийся в резиновой обойме специального профиля. В пределах каждого шага винта между ним и резиновой обоймой образуются полости, заполненные жидкостью и перемещающиеся вдоль оси винта. Приводом служит такой же ПЭД, как и для ПЦЭН, с частотой вращения, вдвое меньшей. Это достигается такими соединениями и укладкой статорной обмотки двигателя, что создается четырехполюс-ное магнитное поле с синхронной частотой вращения 1500 мин"1.
Если для ПЦЭН увеличение частоты вращения улучшает эксплуатационные характеристики насоса, то для ПВН, наоборот, желательно уменьшение частоты вращения вала, так как в противном случае увеличивается износ, нагрев, снижается к. п. д. и другие показатели. Внешне ПВН мало отличается от ПЦЭН.
В комплект установки входят: автотрансформатор или трансформатор на соответствующие напряжения для питания ПЭД; станция управления с необходимой автоматикой и зашитой; устьевое оборудование, герметизирующее устье скважины и ввод кабеля в скважину; электрический кабель круглого сечения, прикрепляемый поясками к НКТ; винтовой насос, состоящий из двух работающих навстречу друг другу винтов с двумя прием-чыми сетками и общим выкидом; гидрозащита электродвигателя; маслонаполненный четырехполюсный электродвигатель переменного тока - ПЭД.
Основной рабочий орган винтового насоса (рис. 13.1) состоит из двух стальных полированных и хромированных одно-заходных винтов 2 и 4 с плавной нарезкой, вращающихся в ре-зинометаллических обоймах 1 и 5, изготовленных из нефтестойкой резины особого состава.
Внутренняя полость обойм представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в два раза больше, чем шаг винта. Винты соединены с ПЭДом и между собой валом с промежуточной эксцентриковой муфтой 3. Оба винта имеют одинаковое направление вращения, но один винт имеет правое направление спирали, а другой - левое. Поэтому верхний винт подает жидкость сверху вниз, а нижний - снизу вверх. Это позволяет уравновесить винты, так как силы, действующие на них от перепада давления со стороны выкида и приема, будут взаимно противоположны.
Любое поперечное сечение стального винта есть правильный круг, однако центры этих кругов лежат на винтовой линии,
Рис. 13.1 Винтовой насос с двумя уравновешенными рабочими органами
ось которой является осью вращения всего винта. В любом сечении винта, перпендикулярном к его оси, круговое сечение оказывается смещенным от оси вращения на расстояние е, называемое эксцентриситетом (рис. 13.2).
Поперечные сечения внутренней полости резиновой обоймы в любом месте вдоль оси винта одинаковые, но повернуты относительно друг друга. Через расстояние, равное шагу, эти сечения совпадают.
Само сечение внутренней полости в любом месте представляет собой две полуокружности с радиусом, равным радиусу сечения винта, раздвинутые друг от друга на расстояние 4е.
При работе двигателя винт вращается вокруг собственной оси. Одновременно сама ось винта совершает вращательное движение по окружности диаметром d = 4е.
Гребень спирали винта по всей своей длине находится в непрерывном соприкосновении с резиновой обоймой. Между винтом и обоймой образуется полость, площадь сечения которой равна произведению диаметра винта D на 4е, а высота этой полости в направлении оси винта равна шагу обоймы Т ( T = 2t, где t - шаг винта).
Перекачиваемая жидкость заполняет полость между винтом и обой-
Рис. 13.2. Сечение резиновой обоймы и винта насоса
Рис. 13.3. Положение сечения винта в обойме при его повороте на один оборот
I - исходное положение, II - положение при повороте на 90°, III - положение при по вороте на 180º,
IV - положение при повороте на 270°, V - положение при повороте на 360°; к - фиксированная точка на поверхности винта (вращение против часовой стрелки)
мой в пределах каждого шага и, так как при вращении винт в осевом направлении не движется, то жидкость будет перемещаться вдоль оси винта на расстояние одного шага при повороте винта на один оборот. Следовательно, суточная подача винтового насоса будет равна