- •0,3; 0,15; 0,02; 0,01 — Проницаемость по воде в мкм2
- •§ 4. Физико-механические и тепловые свойства горных пород
- •§ 5. Физико-химические свойства природных газов
- •1 Газоконденсатное.
- •§ 6. Свойства пластовой нефти и воды
- •Глава II
- •§ 1. Виды пластовой энергии.
- •§ 2. Вскрытие залежи и вызов притока нефти й газа в сквджины
- •§3 Закономерности притока нефти и газа в скважины при различных режимах разработки пласта
- •§ 4. Учет совершенства забоев скважин
- •3 Заказ № 3597 33
- •Глава III
- •§ 1. Исследование скважин методом установившихся отборов
- •§ 2. Исследование скважин при неустановившемся режиме их эксплуатации
- •2Л khTct
- •2NkhTct
- •2NkhTct ггпр
- •2NkhTct . У1п*п
- •§ 3. Исследование скважин газоконденсатных месторождении
- •§ 4. Использование кривых восстановления давления для изучения свойств и строения неоднородных коллекторов
- •§ 5. Гидропрослушивание пластов
- •§6. Изучение профилей притока и поглощения пластов добывающих и нагнетательных скважин
- •§ 7 Нормы отбора нефти и газа из скважин
- •Глава IV
- •Глава VII
- •§ 1. Способы подъема нефти на поверхность
- •§ 2. Изменение давления по глубине скважин при различных способах эксплуатации
- •§3. Основы теории подъема жидкости в скважине
- •§ 4. Зависимости для расчета подъемника
- •§ 5. Методы расчета промысловых подъемников
- •§ 6. Определение условии фонтанирования
- •§ 7. Выбор диаметра лифта
- •§ 8. Оборудование скважин
- •§ 9. Газлифтная эксплуатация скважин и применяемое оборудование
- •§ 10 Пуск газлифтных скважин
- •§ 11. Выбор оборудования и режима эксплуатации газлифтных скважин
- •§ 12. Особенности исследования газлифтных скважин
- •§ 13. Внутрискважинный газлифт
- •§ 14 Периодическая эксплуатация компрессорных скважин
- •Глава VIII
- •§ 1. Устройство штанговой насосной установки
- •§ 2. Нагрузки, действующие на штанги и на трубы
- •§ 3. Оборудование штанговых насосных установок
- •§ 4. Исследование скважин
- •§ 5. Эксплуатация штанговых насосных установок в осложненных условиях
- •§ 6. Проектирование установки
- •§ 7. Периодическая эксплуатация малодебитных скважин
- •§ 8. Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами
- •§ 9. Другие виды бесштанговых насосов, используемых при эксплуатации нефтяных скважин
- •§ 10. Раздельная разработка различных пластов одной сеткой скважин
- •§ II. Выбор рационального способа эксплуатации скважин
- •Глава IX
- •§ 2. Режим эксплуатации газовых скважин
- •Глава I
- •§ 1. Условия залегания в пластах нефти воды и газа
- •Глава I
- •§ 2. Коллекторские свойства терригенных горных пород
- •Глава III
- •§ 1. Системы разработки нефтяных и газовых месторождений. Классификация систем разработки
- •§ 2. Методика и последовательность комплексного проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений
- •§ 3. Проектирование процесса разработки нефтяного месторождения при «жестком» водонапорном режиме
- •§ 4. Разработка залежей нефти при упругом режиме
- •§ 5. Разработка залежей нефти при режиме растворенного газа и при вытеснении газированной нефти водой
- •1 Таблицы к. А. Царевича—см. Справочная книга по добыче нефти. М., Недра, 1974.
- •6 4 Н[.Шн(Рнас) Шн (Рккон) j
- •1. Дебит нефти (после расчета изменения дебита нефти по скважине во времени при известном значении с) из соотношения
- •2. Изменение давления в залежи рк во времени и срок ее разработки (для рККон) — по формуле (III.55).
- •3. Изменение забойного давления на скважинах во времени — по формуле (III.56) при известной зависимости pKi (t).
- •1. Нефтеотдача пластов увеличивается примерно на величину насыщенности пор пласта свободным газом, когда последний находится в неподвижном состоянии.
- •2. За счет увеличения перепада давления между забоями скважин и областью питания увеличиваются текущие дебиты нефти (при некотором снижении коэффициентов продуктивности скважин).
- •1*Н Рнас
- •§ 6. Особенности разработки нефтегазовых залежей
- •1. По очередности и темпам выработка нефтяной части залежей, как правило, должна опережать выработку газовой их части.
- •2. При выработке нефтяной части должно быть обеспечено преимущественное вытеснение нефти водой, а не газом.
- •3. Желательно применение мероприятий, способствующих интенсификации добычи газа из газовой шапки (попутно с добычей нефти).
- •1. Продуктивный разрез расчленен непроницаемыми (плотными или глинистыми) прослоями чаще всего линзовидного характера.
- •2. Разрез можно свести к однородно анизотропному, в котором выделяются только слабо- и высокопроницаемые прослои линзовидного характера.
- •§ 8. Разработка залежей с вязкопластичной нефтью
- •§ 9. Разработка газовой залежи при газовом режиме
- •§ 10. Разработка газовой залежи при водонапорном режиме
- •§ 11. Параметры «средней» скважины
- •§ 12. Разработка газоконденсатных месторождений
- •1. Запасы «жирного» газа находят по формуле
- •I плгр с t) Рст
- •§ 13. Экономическое обоснование систем разработки нефтяных и газовых месторождений
§ 2. Нагрузки, действующие на штанги и на трубы
При работе глубиннонасосной установки на штанги и трубы действуют различные виды нагрузок — статические от веса штанг и жидкости, силы инерции движущихся масс и др.
Рассмотрим природу возникновения и влияние их на длину хода плунжера. После закрытия нагнетательного клапана / (см. рис. VII 1.1) статическая нагрузка от столба жидкости над плунжером перед началом его хода вверх передается на штанги, вызывая их растяжение на А.шт. При этом трубы разгружаются и сокращаются на Хт. Плунжер остается неподвижным относительно труб, и полезный ход его начинается лишь после растяжения штанг и сокращения труб. Всасывающий клапан закрывается, вес жидкости со штанг передается на трубы, нагнетательный клапан открывается, и плунжер движется вниз. При этом статическая (постоянно действующая) нагрузка на головку балансира будет равна весу штанг в жидкости. Так как головка балансира с подвешенной к ней колонной штанг движется неравномерно (скорость изменяется от нуля в верхней и нижней точках до некоторого максимального значения в середине хода вниз и вверх), возникают ускорения и соответствующие инерционные и другие динамические нагрузки. Кроме того, в начале хода плунжера вверх, когда скорость его движения равна нулю, головка балансира уже движется с некоторЬй скоростью, которую она набрала в процессе растяжения штанг и сокращения труб. Вследствие этого следует удар плунжера о жидкость, в результате на штанги и головку балансира действуют динамические нагрузки. Очевидно, что максимальная нагрузка на штанги будет при движении плунжера вверх, а минимальная — при ходе вниз. Максимальная статическая нагрузка ]
РС1 = Рж + Ршь/ (VIII.3)
где Рщ — вес жидкости в трубах над плунжером; Рш — вес штанг в жидкости; b— коэффициент, учитывающий Архимедову силу (6 = рм—рж/Рм); рм и рж — плотность соответственно металла штанг и жидкости.
Инерционные силы оценивают по приближенной формуле
1440
где S —длина хода плунжера, м; п — число ходов в минуту. Тогда максимальная нагрузка на штанги в месте их подвески
Ртах = Рж + РщЬ + 'РщеЖг ' (VII1.4)
1440
»
Формула (VIII.4) не учитывает некоторые динамические нагрузки, которые становятся существенными с увеличением числа качаний, глубины спуска насоса и его диаметра. Работами советских ученых (А. Н. Адонин, А. С. Вирновский, И. А. Чар-ный) установлено, что этой формулой можно пользоваться лишь до определенных значений фактора динамичности:
9 = <oL/a < 0,4—0,45,
где со — угловая скорость вращения кривошипа (со = ям/30); L — длина штанг; а — скорость звука в материале штанг (а = = 5100 м/с).
Если <р = 0,4—0,45, режим откачки статический, если гр>0,4— —0,45 — динамический.
Для расчета нагрузок (максимальных и минимальных) при динамических режимах А. С. Вирновским предложена следую-
щая формула, справедливость которой доказана на практике:
Ртгх = Рш~\~Рж Рж Н Га1,2л/-~ Рш x
3 V g g
х V«^-> + *Ь IF ?■ (1 - т) ("■■ -2 ^ )'
(VHI.5)
Здесь Рт — сила тяжести колонны штанг, Н; Рж — сила тяжести жидкости, находящейся над плунжером (для хода вниз Рж = 0), Н; Р'ж — сила давления жидкости на плунжер снизу,
обусловленная погружением насоса под динамический уровень, Н; ai,2, aj,2 — коэффициенты, зависящие от кинематики станка-качалки (индексы 1 и 2 относятся соответственно к максимальной — ход вверх и к минимальной — ход вниз нагрузкам); 5 — длина хода полированного штока, м; о — угловая скорость вращения кривошипа; D — диаметр плунжера, м; Ашт — статическая деформация колонны штанг, м; — коэффициент, равный /м/(/м—/шт), где /м — площадь сечения насосных труб по металлу);
Рж = р#£ (F—/шт),
где р — плотность жидкости, кг/м3; L — глубина спуска насоса, м; F—площадь сечения плунжера, м2; /Шт — площадь сечения штанг, м2.
При ходе штанг вверх ai = 1,09ч-1,11; а{ = 0,894-0,92; сумма этих коэффициентов для каждой длины хода приблизительно равна 2(а2 = 0,74-т-0,89; а2= 1,14-7-1,48). Зная нагрузки, действующие на штанги и трубы, можно определить их деформацию. По закону Гука имеем
Хшт = -^ = ^--; ^ = J*LL, (VIII.6)
где /шт и /т — площадь сечения металла штанг и труб; Е — модуль упругости (для стали £ = 2,06- 10й Па); ^ж — вес 1 м столба жидкости над плунжером.
Если диаметр штанг по длине разный (верхняя часть их формируется из штанг большего диаметра), то их деформация
Xm = J^(Jl- + Jl- + ,..., (VIII.7)
Е \ fx f2 In /
где /ь /г, In — ДЛИНЫ ступеней штанг, площадь сечения которых соответственно ft, /2, ..., fn- В результате действия нагрузок длина хода плунжера
S„-S—Хщт—Ъ+h (VIII.8)
где Ki — увеличение длины хода плунжера за счет инерционных и динамических нагрузок (знак плюс перед h означает, что силы инерции движения штанг в конце хода вверх и вниз способствуют некоторому удлинению пробега плунжера). Для гармонического движения штанг
у 2255LV2 А/ =->
1012
где 5 и L — соответственно длина хода полированного штока и длина штанг, м; п— число ходов в минуту.
Подставив значение Тц в формулу (VIII.8), получим
S„= S( 1 + WV-W (VI11.9)
\ 1012 /
Теория и практика показывают, что движение штанг нестрого гармоническое. Кроме вынужденных колебаний штанги совершают собственные колебания при воздействии динамических нагрузок. Если совпадают фазы собственных колебаний штанг с вынужденными в концах ходов вверх и вниз, длина пробега плунжера возрастает. Простейшая формула для расчета пробега плунжера с учетом динамических сил предложена акад. Л. С. Лейбензоном:
Sn=—--Ят-Хшт, (VIII. 10)
COS ф
где ф— фактор динамичности.
