С1=f(hD; d/D; l1/D), где D – диаметр скважины по долоту, h – число перфорационных отверстий на 1 м, d – диаметр перф. отверстий, l1 – глубина проникновения пуль в породу.

C2=f(относительного вскрытия пласта; отношения эффективной мощности пласта к диаметру по долоту)

Если гидродинамическое несовершенство сквхар-ризовать отношением ее дебита к дебиту гидродинамически совершенной скв в равных условиях, то η=Qнс/Qc=ln(Rк/rc)/ln(Rк/rc.пр.), где η- коэффициент гидродинамического несовершенства скважин.
8) Технология исследования нагнетательных скважин.

Нагнетательные скважины исследуют так же, как и добывающие при установившихся и неустановившихся режимах.

Принципиальное отличие исследований заключается в том, что для построения индикаторной кривой и кривой восстановления давления чаще используют измерения давления на устье скважины. Еще одной особенностью является то, что индикаторные кривые для нагнетательных скважин имеют вид, показанный на рис. 7.4. Такая форма индикаторной кривой обуславливается тем, что при возрастании репрессии на пласт происходит раскрытие трещин в пласте и, соответственно, увеличение приемистости скважины.

При обработке таких кривых с целью определения коэффициента приемистости пользуются уравнением:

(6.22)

где Р_забн - давление на забое нагнетательной скважины; Р_пл -пластовое давление; К_о - коэффициент приемистости. В данном случае показатель фильтрации n в формуле 6.22 больше единицы, n и К_о определяют по фактическим результатам закачки воды.






Рис. 6.4. Индикаторная кривая при нагнетании воды

-го.

Также применяются геоф исследования скважин. Основная задача которых- определить куда идет вода. (определяют какой пропласток сколько принимает воды).

9) .Способы эксплуатации скважин

■ фонтанный способ -для подъема жидкости на поверхность достаточно только пластовой энергии

■ газлифтный способ – пластовой энергии для подъема жидкости уже недостаточно, и в скважину вводятэнергию с поверхности в виде энергии сжатого газа при компрессорной эксплуатации

---

■ механизированные способы – механическая энергия, передается потоку поднимающейся из скважиныжидкости через различного рода глубинные насосы.

Способ применяется, когда пластовой энергии для подъема жидкости недостаточно, а газлифтнаяэксплуатация нерентабельна.

Основными видами насосов для насосной эксплуатации в России являются штанговый глубинный насос(ШГН) и электроцентробежный насос (ЭЦН). С помощью установок ЭЦН добывается основной объем нефтив стране.
10) Параметры, контролируемые при выводе скважин на режим.

Перед запуском сопротивление изоляции, опресовку колонны НКТ, правильность вращения УЭЦН, Нд, Дебит, Тмасла/Тжидкости, Рср, Ток/загрузку. Приток жидкости из пласта в скважину,
11) . Фонтанирование скважин, виды, условия, предельное давление фонтанирования.

Подъём ж-ти с забоя на пов-ть за счёт пластовой энергии – фонтанирование скв, а способ экс-ции – фонтанный. Зависит от давления насыщения, газового фактора, от стр-ры потока, режима движения ГЖС, плотности скв продукции, пластового давления.

Условие фонтанирования нефтянойскв от гидростатического давления: Рпласт>Рзаб. Фонтанирование нефтяных скв может происходить при пластовых давлениях ниже гидростатического давления столбаж-ти. Это обусловлено большим кол-вом р-ренного газа в нефти. Со снижением давления ниже давления насыщения нефти газами во время подъема продукции скв в колонне НКТ выделяется р-ренный газ и образуется ГЖС плотностью ρсм (при чем ρсм<ρж).

Ур-е баланса давлений в фонтаннойскв: Рзаб = Рст.ф + Ртр + Руст, где Рзаб - забойное давление (принимается на уровне середины интервала продуктивного пласта), Руст - давление на устье (выкиде) скв,Рст.ф - гидростатическое давление флюидов в скв, Ртр - потери давления на гидравлическое сопротивление (трение).рсм- средняя плотность смеси вдоль колонны НКТ. На участке от забоя до точки, где давление равно давлению насыщения Рнас движется однородная ж-ть, поэтому давление в НКТ изменяется по линейному закону. При снижении давления ниже Рнас из продукции скв начинает выделяться газ и образуется ГЖС. В этом случае давление по НКТ изменяется по нелинейному закону. Если Рзаб<Рнас то нелинейность буде наблюдаться по всей длине скв. Выделяют 3 вида фонтанирования:

I – артезианское: Рзаб>Рнас, Руст>Рнас, фонтанирование происходит за счёт гидростатического напора.

---

II – газлифтное: Рзаб>Рнас, Руст<Рнас, фонтанирование осуществляется по принципу работы газож-тного подъёма.(т.е происходит выделение газа в стволе СКВ)

III - газлифтное с началом выделения газа в пласте: Рзаб<Рнас, Руст <Рнас. Об-вание фонтанных скв подразделяется на наземное (устьевое) и подземное.

К наземному об-ванию относят ФА (трубная головка и фонтанная ёлка с запорными и регулирующими у-вами), манифольд, предназначенный для обвязки ФА с выкидными линиями, колонная головка – герметизация м/у кондуктором и э/к. К подземному об-ванию относят НКТ, кт применяют при всех способах экс-циискв, пусковые муфты (необходимые при освоении скв), башмачная воронка, в редких случаях забойные штуцера и пакер

---

12) Методы определения коэффициента подачи УШСН.

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





Где F - площадь сечения плунжера (или цилиндра насоса); S-величина хода;n-количество ходов плунжера

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

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

На коэффициент подачи ШСН влияют постоянные и переменные факторы.

К постоянным факторам можно отнести

• влияние свободного газа в откачиваемой смеси;

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

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

К переменным факторам, изменяющимся во времени, можно отнести:

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

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

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

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

---

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



где η1 - коэффициент наполнения цилиндра насоса жидкостью, учитывающий влияние свободного газа; η2—коэффициент, учитывающий влияние уменьшения хода плунжера; η3 - коэффициент утечек, учитывающий наличие неизбежных утечек жидкости при работе насоса; η4 - коэффициент усадки, учитывающий уменьшение объема жидкости при достижении ею поверхностных емкостей.
13) Газлифтная эксплуатация скважин, технология, область применения, достоинства, недостатки.

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатациискважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.

Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами.

1. Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин.

2. Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа, в том числе и скважин с забойным давлением ниже давления насыщения.

3. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно-направленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири.

4. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.

5. Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту.

6. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использова¬нии современного оборудования.

7. Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин. Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки.

1. Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций.

---

Смотрите также файлы

• Отчет по производственной практике пм 01. Управление многоквартирным домом Курник в а.pptx

• В. А. Моцарт Симфония 40, gmoll.docx

• Программа среднего профессионального образования 40. 02. 01 Право и организация социального обеспечения Дисциплина Статистика.docx

• Что такое прогресс.odt

• Обязанности начальника караула по обеспечению требований безопасности при движении автомобиля.docx