ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 06.11.2023
Просмотров: 356
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
-
Технология проведения и назначение динамометрирования УШСН.
Метод контроля за работой глубинно-насосных скважин. Исследования проводят при установившихся режимах с целью получения индикаторной линии Q ( Р) и установления зависимости дебита Q от режимных параметров установки. По результатам исследований определяют параметры пласта и устанавливают режим работы скважины.
Диаграмму нагрузки на устьевой шток в зависимости от его хода называют динамограммой, а снятие диаграммы нагрузки на полированный шток в зависимости от хода называется динамометрией ШСНУ. Она осуществляется силоизмерительным регистрирующим прибором – динамометром
А - начало хода устьевого штока вверх; АБВ – длина хода полир щтока вверх; ВГА – ход вниз; АБ – восприятие нагрузки от веса жидкости после закрытия нагнетательного клапана, трубы сжимаются, штанги растягиваются;БВ- ход плунжера вверх;ВГ - разгрузка штанг от веса жидкости (трубы растянулись, а штанги сократились); ГА (ход плунжера вниз) - нагрузка Рвн равна весу штанг в жидкости, а при ходе вверх Рвв - весу штанг и весу жидкости над плунжером, l = lтр+ lшт – деформация труб и штанг; s-перемещение; P-нагрузка.
Фактическая (пунктир) динамограмма отличается от теоретической (сплош л) и ее изучение позволяет определить максимальную и минимальную нагрузки, длины хода штока и плунжера, уяснить динамические процессы в колонне штанг, выявить отклонения от нормальной работы и ряд дефектов и неполадок в работе ШСВУ и насоса. Динамограмма, кроме того, позволяет уточнить режим откачки и по возможности его улучшить. Превышение пунктира над линией бв означает появление дополнительных нагрузок, связанных с инерцией системы и трением, этим же объясняется снижение пунктирной линии по отношению к линии га при ходе вниз.
На поверхностной динамограмме находят отражения все дефекты работы СК, главным образом удары и люфты в сочленениях шатунно-кривошипного механизма, в шпонках и зубьях редуктора.
Вследствие влияния сил инерции динамограмма оказывается повернутой на некоторый угол по часовой стрелке, а продольные колебания в колонне штанг вызывают волнообразное изменение нагрузки на устьевой шток.
На ней должны быть зафиксированы след. данные: дата динамографирования, № скважины, № динамографа, положение ролика между силоизмерительными рычагами, тип СК, длина хода устьевого штока, число качаний балансира в минуту, масштаб измерения перемещения и т.д.
-
Метод подбора УЭЦН для нефтяных скважин.
Под подбором насосных установок к нефтяным скважинам, понимается определение типоразмера или типоразмеров установок, обеспечивающих заданную добычу пластовой жидкости из скважины при оптимальных рабочих показателях с одним конечным результатом
— минимизацию себестоимости единицы продукции — тонны нефти.
Необходимо отметить, что при любом способе подбора УЭЦН есть необходимость в некоторых допущениях и упрощениях, В общем случае к таким вынужденным допущениям, не ведущим к значительным отклонениям расчетных результатов от реальных промысловых данных, относятся следующие положения:
1. Процесс фильтрации пластовой жидкости в призабойной зоне пласта во время процесса подбора оборудования является стационарным, с постоянными значениями давления, обводненности, газового фактора, коэффициента продуктивности и т.д.
2. Инклинограмма скважины является неизменным во времени параметром.
Общая методика подбора УЭЦН при выбранных допущениях выглядит следующим образом:
1. По геофизическим, гидродинамическим и термодинамическим данным пласта и призабойной зоны, а также по планируемому (оптимальному или предельному в зависимости от задачи подбора) дебиту скважины определяются забойные величины — давление, температура, обводненность и газосодержание пластового флюида.
2. По законам раэтазирования (изменения текущего давления и давления насыщения, температуры, коэффициентов сжимаемости газа, нефти и воды) потока пластовой жидкости, а также по законам относительного движения отдельных составляющих этого потока по колонне обсадных труб на участке «забой скважины — прием насоса» определяется необходимая глубина спуска насоса, или, что практически то же самое — давление на приеме насоса, обеспечивающие нормальную работу насосного агрегата.
3. По выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных и насосно-компрессорных труб, а также по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пластовой жидкости и устьевым условиям определяется потребный напор насоса.
4. По планируемому дебиту и потребному напору выбираются насосные установки, чьи рабочие характеристики лежат в непосредственной близости от расчетных величин дебита и напора.
5. По новой «нефтяной» характеристике насоса выбирается количество рабочих ступеней
, удовлетворяющих заданным параметрам — подаче и напору.
6. По температуре пластовой жидкости на приеме насоса, по мощности, КПД и теплоотдаче насоса и погружного электродвигателя определяется температура основных элементов насосной установки — обмотки электродвигателя, масла в гидрозащите, токоввода, токоведущего кабеля и т.д.
7. После окончательного подбора УЭЦН по величинам подачи, напора, температуры и габаритным размерам проводится проверка возможности использования выбранной установки для освоения нефтяной скважины после бурения или подземного ремонта
8. После окончания подбора УЭЦН, установка при необходимости проверяется на возможность работы на пластовой жидкости, содержащей механические примеси или коррозионно-активные элементы. Подбор УЭЦН может проводиться как "ручным"способом, так и с применением ЭВМ.
-
Область применения винтовых установок УЭВН и УШВН.
В силу конструктивных особенностей ЭВН наиболее эффективны при добыче вязкой нефти, а также при наличии в нефти песка и попутного газа.
УЭВН применяют:
1) в горизонтальных скважинах и при больших темпах набора кривизны (малая длина насосов и их роторов),
2)при температуре откачиваемой жид. до 70 °С ,
3) с большим содержанием мех. примесей до 400 мг/л,
4)при вязкости до 0,1Па*с
5)для подач 10 - 200 м3/сут. с напором, не превышающем 1500 м (УЭВН дорого стоит и при малых подачах экономически не эффективны).
6) содержание свободного газа на приеме насоса до 50%
УЭВН следует внедрять преимущественно в таких районах, где экспл. другого оборудования малоэффективна или совсем невозможна.
Для винтовых насосов увеличение частоты вращения приводит к износу, нагреву, снижается к.п.д. и другие показатели.
Рациональной областью применения УШВН являются:
1) вертикальные скв. или скв. с малыми темпами набора кривизны,
2) скв. с пластовыми жидкостями высокой вязкости,
3) скв. с повышенным содержанием газа и мех. примесей,
4) Дебиты от 3 до 50 - 100 м3/сутки с напором до 1000 - 1500 м.
Некоторые типоразмеры УШВН могут иметь гораздо большие добычные возможности.
-
Коэффициент использования, коэффициент эксплуатации.
Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин – показатель, характеризующий уровень использования действующих скважин во времени, определяется как отношение времени эксплуатации к календарному времени работы действующего фонда.Кэкспл.=Тэкспл./Ткал.ДФ
Коэффициент использования эксплуатационного фонда скважин – показатель, характеризующий степень производственного использования всего эксплуатационного фонда скважин, определяется как отношение времени эксплуатации (наработки) к календарному времени работы эксплуатационного фонда. Кисп.=Тэкспл./Ткал.ЭФ
Под коэффициентом использования фонда скважин понимается отношение скважин, составляющих действующий фонд, к общему числу эксплуатационных скважин, числящемуся на объекте:
,где Nдейст. – количество действующих скважин на конец года; Nбезд. – количество бездействующих скважин на объекте на конец года; Nосв. – количество скважин, находящихся в освоении после бурения.
К бездействующему фонду относятся скважины, которые временно остановлены для проведения каких-либо ГТМ на срок, больше месяца. В него не входят: скважины в освоении после бурения, находящиеся в консервации, в ожидании консервации, контрольные и пьезометрические, ожидающие ликвидации и ликвидированные. Но они, наряду с бездействующими, учитываются в неработающем фонде скважин.
-
Виды несовершенства скважин и его учет.
Гидродинамическое несовершенство скважины проявляется в том, что в призабойной зоне пласта с конечной мощностью отсутствует радиальность потока по причине, обусловленной конструкцией забоя или фильтра.
Различают два вида несовершенства скважин - несовершенство по степени вскрытия и несовершенство по характеру вскрытия.
Несовершенная скважина по степени вскрытия - это скважина с открытым забоем, вскрывшая пласт не на всю мощность, а частично.
Скважина, хотя и доведённая до подошвы пласта, но сообщающаяся с пластом только через отверстия в колонне труб, в цементном кольце или в специальном фильтре, называется несовершенной по характеру вскрытия пласта.
На практике чаще всего встречаются скважины несовершенны как по степени, так и по характеру вскрытия пласта.
При расчете дебита скв их гидродинамическое несовершенство учитывается введением в ф-лу Дюпюи коэф-та дополнительных фильтрационных сопротивлений С: Величина коэф-та дополнительных фильтрационных сопротивлений зависит от степени вскрытия пласта, плотности перфорации, длины и диаметра перфорационных каналов. Обычно ее определяют, используя графики И. В. Щурова. Ф-лу можно представить с использованием понятия приведенного радиуса скважины rс.пр.:
Qнс=2πkh(Pк-Рс)/μ(lnRк/rc+С1+С2),
k – коэф. проницаемости, μ - вязкость, h - толщина пласта, C1-доб.филтр.сопр. за счет несов.скв. по степени вскрытия. C2- по хар-ру вскрытия. С1и С2 определяются по графикам Щурова.
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.
-
Технология исследования нагнетательных скважин.
Для нагнетательных скв справедливы те же ур-я, что и для добывающих. Необходимо иметь ввиду, что под величиной дебита скв q подразумевается qпр, т.е. отрицательный дебит (-q). Изменение давления на забое остановленной скв ΔР(t) представляет собой падение давления:
ΔР(t)=Pc(t)-Pc=((-q))/4πkh)*ln(2.25/r2спр)=(2.3(-q))/4πkh)*lg(2.25/r2спр).
Особенностью нагнетательной сквяв-ся то, что ствол её заполнен водой - однородной и практически несжимаемой ж-тью. Забойное давление в нагнетательной скв складывается из гидростатического давления столба ж-ти и буферного давления (потерей напора по стволу работающей скв можно пренебречь). Поэтому изменение забойного давление в остановленной скв с достаточной степенью точности равно изменению буферного давления, и измерения удобнее и экономичнее проводить на устье скв, используя для этого технические манометры и регистрируя текущее время, или же автономные глубинные манометры. Если же в процессе исследования буферное давление снижается до нуля и уровень ж-ти в скв падает ниже устья, то измерения следует проводить глубинным манометром, спущенным на забой скв (или хотя бы на глубину, обеспечивающую постоянное нахождение его под уровнем).
При исследовании нагнетательныхскв необходимо также иметь в виду, что падение забойного давления после прекращения закачки в течение всего периода, пока имеется избыточное буферное давление, происходит без оттока ж-ти из ствола скв в пласт. Поэтому такие КВД следует обрабатывать методами без учёта притока (оттока). Отток следует учитывать лишь с момента снижения буферного давления до нуля - начиная с этого момента, необходимо периодически определять местоположение понижающегося уровня ж-ти в стволе скв, либо закончить процесс измерения.
Особенности исследования: нагнетательные скв, используемые для закачки и вытеснения нефти водой, определяют темп, хар-р и степень выработки продуктивных пластов. Отметим нект из особенностей: