11. Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами. ЭНГС

Томский политехнический университет Эксплуатация нефтяных и газовых скважин Курс лекций

Введение

1. Общая характеристика нефтяной залежи

1.1. Понятие о нефтяной залежи

1.2. Механизм использования пластовой энергии при добыче нефти

2. Источники пластовой энергии

2.1. Пластовые давления

2.1.1. Статическое давление на забое скважины

2.1.2. Статический уровень

2.1.3. Динамическое давление на забое скважины

2.1.4. Динамический уровень жидкости

2.1.5. Среднее пластовое давление

2.1.6. Пластовое давление в зоне нагнетания

2.2. Приток жидкости к скважине

2.3. Режимы разработки нефтяных месторождений

2.4. Водонапорный режим

2.5. Упругий режим

2.6. Режим газовой шапки

2.7. Режим растворенного газа

2.8. Гравитационный режим

3. Технология и техника воздействия на залежь нефти

3.1. Цели и методы воздействия

3.2. Технология поддержания пластового давления закачкой воды

3.2.1. Размещение скважин

3.3. Основные характеристики поддержания пластового давления закачкой воды

3.4. Водоснабжение систем ппд

3.5. Техника поддержания давления закачкой воды

3.5.1. Водозаборы

3.5.2. Насосные станции первого подъема

3.5.3. Буферные емкости

3.5.4.Станции второго подъема

3.6. Оборудование кустовых насосных станций

Основные характеристики бкнс

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

3.11. Внутрипластовое горение

4. Подготовка скважин к эксплуатации

4.1. Конструкция оборудования забоев скважин

4.2. Приток жидкости к перфорированной скважине

4.3. Техника перфорации скважин

4.4. Пескоструйная перфорация

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

5.3. Термокислотные обработки

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. Исследование 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

7.1.1. Зависимость подачи жидкости от расхода газа

7.1.2. Зависимость положения кривых q (V) от погружения

7.1.3. Зависимость положения кривых q(V) от диаметра трубы

7.1.4. К. П. Д. Процесса движения гжс

7.1.5. Понятие об удельном расходе газа

7.1.6. Зависимость оптимальной и максимальной подач от относительного погружения

7.1.7. Структура потока гжс в вертикальной трубе

7.2. Уравнение баланса давлений

7.3. Плотность газожидкостной смеси

7.4. Формулы перехода

8. Эксплуатация фонтанных скважин

8.1. Артезианское фонтанирование

8. 2. Фонтанирование за счет энергии газа

8. 3. Условие фонтанирования

8. 4. Расчет фонтанного подъемника

8. 5. Расчет процесса фонтанирования с помощью кривых распределения давления

8. 6. Оборудование фонтанных скважин

8.6.1. Колонная головка

8.6.2. Фонтанная арматура

8.6.3. Штуцеры.

8.6.4. Манифольды

8. 7. Регулирование работы фонтанных скважин

8. 8. Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение

8.8.1. Открытое фонтанирование

8.8.2. Предупреждение отложений парафина

8.8.3. Борьба с песчаными пробками

8.8.4. Отложение солей

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

9.4.1. Применение специальных пусковых компрессоров

9.4.2. Последовательный допуск труб

9.4.3. Переключение работы подъемника с кольцевой системы на центральную

9.4.4. Задавка жидкости в пласт

9.4.5. Применение пусковых отверстий

9.5. Газлифтные клапаны

9.6. Принципы размещения клапанов

9.7. Принципы расчета режима работы газлифта

9.8. Оборудование газлифтных скважин

9.9. Системы газоснабжения и газораспределения

9.10. Периодический газлифт

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

10.3.1. Влияние газа

10.3.2. Влияние потери хода плунжера

10.3.3. Влияние утечек

10.3.4. Влияние усадки жидкости

10.3.5. Нагрузки, действующие на штанги, и их влияние на ход плунжера

10.4. Оборудование штанговых насосных скважин

10.4.1. Штанговые скважинные насосы

10.4.2. Штанги

Характеристики штанг и муфт

10.4.3. Насосные трубы

Характеристики насосно-компрессорных труб

10.4.4. Оборудование устья скважины

10.4.5. Канатная подвеска

10.4.6. Штанговращатель

10.4.7. Станки-качалки (ск)

Техническая характеристика станков-качалок

10.5. Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными установками

10.5.1. Эхолот

10.5.2. Динамометрия шсну

- Перо геликсной пружины, 7 - геликсная пружина, 8 - капиллярная трубка, соединяющая геликсную пружину с полостью силоизмерительной камеры - 9, 10 - нажимной диск,

10.5.3. Динамограмма и ее интерпретация

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

Характеристика кабелей, применяемых для упцэн

11.4. Установка пцэн специального назначения

11.5. Определение глубины подвески пцэн

11.6. Определение глубины подвески пцэн c помощью кривых распределения давления

12. Гидропоршневые насосы

12.1. Принцип действия гидропоршневого насоса

12.2. Подача гпн и рабочее давление

13. Погружные винтовые насосы

14. Раздельная эксплуатация пластов одной скважиной

14.1. Общие принципы

14.2. Некоторые схемы оборудования скважин для раздельной эксплуатации пластов

14.3. Раздельная закачка воды в два пласта через одну скважину

15. Ремонт скважин

15.1. Общие положения

Гидравлический разрыв пласта.

15.2. Подъемные сооружения и механизмы для ремонта скважин

- Опоры мачты; 2 - пульт управления; 3 - барабан лебедки;

- Кулисный механизм для подъема мачты; 5 - опоры мачты в рабочем положении;

- Плашка; 6 - опроный фланец; 7 - водило; 8 - вал вилки включения маховика;

15.3. Технология текущего ремонта скважин

15.4. Капитальный ремонт скважин

15.5. Новая технология ремонтных работ на скважинах

15.6. Ликвидация скважин

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

16.5.1. Определение внутреннего диаметра колонны нкт

16.5.2. Определение 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

17. Системы промыслового сбора и подготовки нефти и природного газа

17.1. Системы сбора скважинной продукции

17.2. Промысловая подготовка нефти

17.2.1. Дегазация

17.2.2. Обезвоживание

17.2.3. Обессоливание

17.2.4. Стабилизация

17.2.5. Установка комплексной подготовки нефти

17.3. Системы промыслового сбора природного газа

1, 9, 11, 12 - Насосы; 2,5 - теплообменники; 3 - отстойник; 4 - электродегидратор;

VIII- установка подготовки газа; гсп- групповой сборный пункт; цсп-

17.4. Промысловая подготовка газа

17.4.1. Очистка газа от механических примесей

17.4.2. Осушка газа

17.4.3. Очистка газа от сероводорода

17.4.4. Очистка газа от углекислого газа

Список рекомендуемой литературы