Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Глубинными насосными установками



При эксплуатации скважин штанговыми насосными установками часто возникают осложнения. К осложнениям относятся:

1. Большое количество свободного газа, поступающего вместе с нефтью в скважину.

2. Вынос вместе с нефтью песка в скважину.

3. Отложения парафина в насосе, насосно-компрессорных трубах и штангах.

4. Искривление ствола скважины.

Часто возникают осложнения в работе штанговой установки из-за вредного влияния газа на насос, уменьшающего коэффициент наполнения насоса. Уменьшение вредного пространства на приеме насоса увеличивает коэффициент его наполнения. Уменьшение вредного пространства достигается применением насоса, имеющего на нижнем конце плунжера дополнительный нагнетательный клапан, а также за счет правильной посадки плунжера в цилиндре насоса.

Увеличение длины хода плунжера и уменьшение одновременно диаметра глубинного насоса также уменьшает долю объе-

ма вредного пространства. В промысловых условиях часто увеличивают глубину погружения насоса под динамический уровень. При погружении насоса на глубину, где давление равно давлению насыщения, вредное влияние газа прекращается, так как на этой глубине свободного газа нет. Применяются также газовые якоря. Работа газовых якорей основана на отделении газовых пузырьков за счет их всплытия в потоке жидкости, направленном вниз, использование принципа центрифугирования при завихрении потока и т.д.

В однокорпусном якоре (рис. 98) газожидкостная смесь (ГЖС) заходит в кольцевое пространство между корпусом газового якоря 1 и центральной подъемной трубой 2, верхний конец которой подсоединяется к приемному клапану 4. Направление потока изменяется, газовые пузырьки всплывают и уходят в межтрубное пространство. Жидкость с уменьшенным содержанием газа поступает в центральную трубку через отверстия 5 и далее в цилиндр насоса. Газовый пузырек 3 увлекается вниз нисходящим потоком жидкости, скорость которого зависит от дебита скважины и площади сечения кольцевого пространства между корпусом 1 и трубкой 2. Тогда

Рис. 98. Принципиальная схема однокорпусного газового якоря

где Q - объемный секундный расход газожидкостной смеси в условиях приема насоса; (F-f) - площадь сечения между центральной трубкой газового якоря.

Скорость всплытия газового пузырька vr, согласно формуле Стокса, зависит от диаметра пузырька d, разности плотностей жидкости рж и газа рг и вязкости жидкости //, тогда

Эффективно работает газовый якорь при условии vr > Vj.

Лучшее отделение газа от нефти получают в якоре с несколькими поворотами струи. В этой связи газовые якоря выпускают двухсекционными, трехсекционными и т.д.

На нефтяных промыслах применяются также многокорпусные, трубные, погружные, зонтичные, газовые якоря.

Осложняющим фактором в работе штанговых насосных установок является вынос вместе с нефтью к забою скважин песка.

При попадании песка в насос нарушается подгонка плунжера, вследствие чего увеличивается утечка жидкости (нефти) через клапаны, а часто заклинивается плунжер в насосе, проходят обрывки штанг, прекращается подача жидкости из скважин и скважина выводится в ремонт. Межремонтный период в таких скважинах очень короткий. Борьба с вредным влиянием песка ведется с помощью различных фильтров, приспособлений, устанавливаемых перед приемным патрубком, штангового насоса, которые называют песчаными якорями. Песчаные якоря бывают различных конструкций, но принцип их действия одинаков.

В песчаном якоре (рис. 99) частичное отделение песка из жидкости происходит за счет поворота струи на 180°. Песок отделяется и скапливается в нижней части якоря. По заполнении трубы песком якорь поднимают на поверхность и очищают.

Длину песчаного якоря выбирают из расчета, чтобы время заполнения его песком приравнивалось времени износа и смены глубинного насоса.

Для лучшего выноса песка иногда используют насосные установки с полыми штангами. В качестве полых штанг применяют насосно-компрессорные трубы. Трубчатые штанги передают плунжеру насоса движение от станка-качалки и одновременно являются трубопроводом для откачиваемой жидкости из скважины.

Рис. 99. Принципиальная схема песочного якоря: а - песок; 6 -жидкость с песком

Присоединяют трубчатые штанги к плунжеру с помощью специальных переводников.

Жидкость из плунжера выходит и попадает в полые штанги, не соприкасаясь с наружной поверхностью плунжера и внутренней поверхностью цилиндра насоса, что исключает заклинивание плунжера песком. В этом случае также увеличивается скорость поступления жидкости на поверхность по сравнению с обычными установками, за счет чего достигается лучший вынос песка.

На рисунке 100 показана схема оборудования выкида насосной установки гибким шлангом при работе насоса с трубчатыми штангами. Такая насосная установка монтируется следующим образом. Цилиндр глубинного насоса спускается на насосно-компрессорных трубах, а плунжер спускается на трубчатых штангах. В верхний конец верхней полой штанги 3 вваривается

Рис. 100. Схема оборудования выкида насосной установки с полыми штангами.

вертлюжок 2, с помощью которого колонну трубчатых штанг подвешивают к подвеске 1 станка-качалки. К верхней трубчатой штанге 3 приваривают патрубок 4 с фланцем, к которому прикрепляют фланец 5 гибкого шланга 6. Другой конец шланга с фланцем присоединяют болтами к выкидной линии 7. Кольцевое пространство между насосными трубами и трубчатыми штангами заполняют водой или нефтью для устранения неуравновешенности плунжера при ходе вниз.

На большинстве нефтяных месторождений России в составе нефти имеется парафин. При добыче нефти с содержанием парафина в глубинно-насосных скважинах возникают осложнения из-за выпадения парафина на стенках насосно-компрессорных труб, штангах и в узлах глубинного насоса. Отложение парафина на стенках насосно-компрессорных труб приводит к сокращению их поперечного сечения, одновременно с

отложением парафина на стенках насосно-компрессорных труб парафин откладывается и на стенках штанг, в результате чего возрастает сопротивление перемещению колонны штанг и движению жидкости. Кроме того, с увеличением парафиновых отложений увеличивается нагрузка на головку балансира станка-качалки, нарушается его уравновешенность, снижается коэффициент подачи насоса. Парафин, попадая под клапаны, нарушает их герметичность, что может привести к прекращению подачи жидкости и остановке скважины.

Сравнительно часто из-за значительного отложения парафина происходит обрыв штанг. Если не принимаются меры по своевременной очистке насосно-компрессорных труб и штанг от парафина, то создаются серьезные осложнения во время подъема труб при подземном ремонте скважин. Так как в этом случае скважину заглушить невозможно, то при подъеме штанг плунжер срезает парафин со стенок труб и создает за собой сплошную парафиновую пробку, которая вытесняет всю жидкость (нефть) из труб на поверхность, в результате чего загрязняется территория вокруг скважины. Нередко подъем штанг в таких случаях сопровождается выбросом нефти и парафина, возникающим из-за интенсивного выделения газа из нефти по мере ее приближения к устью скважины.

В некоторых случаях парафиновая пробка уплотняется настолько, что подъем колонны штанг становится практически невозможным. Тогда штанги извлекаю, отвинчивая их отдельными секциями, или поднимают вместе с трубами.

Борьба с отложениями парафина ведется различными методами.

1. Наибольшее применение на нефтяных промыслах получил метод закачки нагретой до 100-150° С нефти в затрубное пространство скважины при обязательной работе глубинного насоса. Нагретая нефть при движении по стволу скважины нагревает насосно-компрессорные трубы, и при создании в скважине температуру, превышающую температуру плавления парафина (температура плавления парафинов от 27° до 70° С). Парафин расплавляется и струей жидкости выносится потоком нефти на

поверхность. Если эту работу проводить в, остановленной скважине, то парафин по мере плавления будет стекать вниз и создаст парафиновую пробку, что может привести к большим осложнениям в скважине.

Для депарафинизации скважин нагретой нефтью применяют агрегаты (АДП-4-150), в которых на шасси автомобиля смонтирован прямоточный котел, емкость для набора нефти и насос для закачки горячей нефти в скважину. Максимальная температура нагрева нефти при подаче насоса 4 дм3/с составляет 150° С, максимальное давление 20 МПа.

2. Периодически в межтрубное пространство скважины закачивают острый пар (Г=300° С) от паро-передвижной установки (ППУ) производительностью 1 т пара в час при работе насосной установки. Перегретый острый пар и конденсирующаяся из него горячая вода прогревают НКТ, парафиновые отложения расплавляются и потоком жидкости выносятся на поверхность в выкидную линию.

3. Закачкой в межтрубное пространство ингибиторов пара-финоотложения.

4. Закачкой в межтрубное пространство различных растворителей парафина (керосин, солярка, нестабильный бензин), которые, попадая через насос в трубы, растворяют и смывают парафин.

5. Механический способ борьбы с отложением парафина в насосных скважинах с использованием металлических пластинчатых скребков, устанавливаемых (привариваемых) на штангах. Пластинчатые скребки изготавливают из листовой стали толщиной 2,5-3,0 мм, длиной 150-250 мм и шириной на 2-3 мм меньше соответствующего внутреннего диаметра подъемных на-сосно-компрессорных труб.

Расстояние между скребками на штангах устанавливается несколько меньше длины ожидаемого хода сальникового штока.

Скребки, установленные на штангах, вращаются (на заворот) с помощью штанговращателя, укрепленного на канатной подвеске, на определенный угол при каждом ходе колонны штанг вниз. Недостатком способа очистки труб от парафина пластинчатыми скребками является то, что вес скребков увеличивает нагрузку на точку подвеса штанг и в целом на станок-качалку.

При небольшом зазоре между пластиной скребка и внутренним диаметром НКТ (2-3 мм) затрудняется спуск и подъем штанг в скважине. При неосторожном подъеме скребки сбиваются и порой создают сальник (металл о металл), что приводит к большим осложнениям. Поскольку пластинчатые скребки изготавливают в промысловых, а не в заводских условиях, то в случае приварки их к штангам иногда (в зависимости от квалификации сварщика) допускается пережог металла в месте сварки скребка к штанге, что также приводит к серьезным осложнениям. В последнее время вместо металлических пластинчатых скребков на промыслах стали применять пластмассовые скребки специальной конструкции, которые при хорошей обработке их поверхностей (без шероховатостей) неплохо себя зарекомендовали.

6. На промыслах с целью борьбы с отложениями парафина применяют остеклованные, эмалированные НКТ, а также трубы с эпоксидным покрытием. Однако при погрузке, разгрузке и перевозке их часто, особенно в остеклованных трубах, покрытие местами разрушается (от ударов), что приводит к заклиниванию плунжера стеклянной крошкой. Наиболее эффективно работают НКТ с внутренним покрытием эпоксидными смолами. Они более устойчивы к механическим нагрузкам и снижают интенсивность отложения парафина в НКТ.




©2015 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.