Перепуск газа из затрубного пространства в выкидную линию
С помощью клапанных устройств
Повышение давления в затрубном пространстве приводит к росту противодавления на пласт и, следовательно, к уменьшению притока жидкости к забою, оттеснению уровня жидкости до приема насоса, попаданию газа в насос, снижению его подачи или аварийному выходу из строя.
Повсеместное применение на промыслах напорной системы сопровождалось ростом устьевых давлений скважин, что также вызывает увеличение затрубного давления.
Снижение давления газа в затрубном пространстве является значительным резервом увеличения добычи нефти, поэтому в разных нефтяных регионах эта техническая задача решается различными методами.
Наибольшее распространение получили устьевые обратные клапаны, монтируемые на затрубном патрубке или устьевой арматуре, схема конструкций которых приведена на рис. 2.16.
Рис. 2.16. Трубная головка с перепускным клапаном:
1 - опорный фланец; 2 - корпус; 3 - боковой отвод; 4 - несущая головка; 5 - уплотнительные прокладки; 6 - седло; 7 - шарик; 8 - контргайка; 9 - запорная пробка; Г - канал
Получили применение скважинные обратные клапаны сброса газа, монтируемые на НКТ Они лишены недостатка, присущего устьевым клапанам, - не замерзают при низких температурах. Однако они срабатывают также при условии образования заданного перепада давления между затрубным пространством и трубопроводом.
Перспективным для условий объекта ОАО «Оренбургнефть» является способ принудительного сброса газа, разработанный нефтяниками Башкортостана (рис. 2.18).
|
|
|
Рис. 2.18. Установка штангового насоса с поршневым газоперепускным клапаном:
1 - насос; 2 - НКТ; 3 - штанги; 4 - затрубное пространство; 5 - плунжер; 6 - сальники; 7,10- клапаны перепускные; 8 – полость НКТ; 9 - трубопровод; 11 - шар
Устройство состоит из полого плунжера 5 с упругими манжетами на его поверхности и обратным клапаном внутри и двух перепускных клапанов 7 и 10, монтируемых ниже и выше плунжера. Плунжер монтируется на колонне штанг на первой или второй из них от устья, а клапаны 7 и 10 - на расстоянии, равном длине хода полированного штока от крайнего нижнего или верхнего положения головки балансира.
Особенностью устройства является принудительный захват газа из затрубного пространства. При движении плунжера 5 в его подпоршневой или надпоршневой области создается разрежение, в которое поступает газ из затрубного пространства через обратные клапаны 7 и 10.
Промысловые исследования эффективности применения подвесных компрессоров для откачки газа из затрубного пространства скважин с ШСНУ
Как известно, при разработке большинства нефтяных месторождений России применяются напорные герметизированные системы сбора нефти и газа. В этих условиях при повышении давления на устье скважин до 1-2 МПа, давление в их затрубных пространствах даже при незначительном газовом факторе увеличивается до 2-3 МПа, и при отсутствии устройства для принудительного выпуска газа может возрасти.
|
|
|
Отрицательное влияние противодавления в системе нефтегазосбора на показатели работы скважин может быть устранено путем улавливания легких фракций углеводородов из затрубного пространства. Это достигается как строительством централизованной системы вакуумных трубопроводов, так и установкой компрессоров на устье скважин.
Преимуществом централизованной вакуумной системы является использование серийно выпускаемого компрессорного оборудования, недостатком - значительные затраты на сооружение системы газопроводов. Одним из распространенных инженерных решений рассматриваемой проблемы является применение подвесных компрессоров, монтируемых на станках-качалках с приводом от общего электродвигателя.
Прирост дебита скважины Δ Q за счет снижения давления в затрубном пространстве определяется степенью снижения забойного давления по формуле
|
|
|
(2.127)
где Р'с и Р"с - забойное давление соответственно до и после пуска компрессора; К - коэффициент продуктивности скважины.
На промыслах НГДУ «Бузулукнефть» проводились промысловые испытания по оценке технологической и экономической эффективности применения подвесных компрессоров для откачки газа из затрубного пространства скважин с целью улучшения условий их работы.
Подвесной компрессор (рис. 2.19) представляет собой поршень 5 с цилиндром 4 и клапанами 2, 3 и 6, 7, шарнирно связанный с балансиром станка-качалки 8. Он монтируется между опорой балансира и шатунами 9. При перемещении балансира поршень совершает возвратно-поступательное движение, создавая в цилиндре всасывание газа из затрубного пространства и нагнетание его в выкидную линию скважины. Шток с поршнем и цилиндр компрессора качаются вокруг оси шарнирной опоры 1. Камера всасывания технологически связывается с затрубным пространством скважины, а камера нагнетания - со сборным трубопроводом.
Транспортировка газа производится с помощью гибких рукавов, а регулирование потока - с помощью задвижек и обратных клапанов. При кустовом размещении скважин с небольшими расстояниями между устьями к компрессору могут подключаться скважины, эксплуатируемые УЭЦН.
|
|
|
Пуск компрессора в работу приводит к снижению затрубного давления, повышению динамического уровня и сопровождается, как правило, увеличением отбора жидкости. Большая часть скважин до применения компрессоров работала с затрубным давлением 2,0-3,0 МПа. Распределение скважин опытного участка по начальному затрубному давлению до применения подвесных компрессоров приведено в
Теоретически увеличение отбора жидкости при снижении давления в затрубном пространстве обусловлено двумя причинами: снижением забойного давления, что приводит к увеличению депрессии на пласт, и, вследствие подъема динамического уровня, улучшением условий работы насосной установки. Следует также иметь в виду, что из-за интенсивной откачки газа из затрубного пространства усиливается сепарация газа в области приема. По-видимому, большая часть свободного газа устремляется в затрубное пространство, а меньшая поступает в насос. За счет этого увеличивается коэффициент наполнения насоса.
Билет 6. Вопрос 2.
Глубина спуска электроцентробежного насоса в скважину определяется, как и для случая ШСН, по кривым изменения давления в стволе скважины. Основным критерием для выбора глубины погружения насоса является газосодержание на его приеме. В литературе приводятся различные значения допускаемого содержания свободного газа у приема насоса: при газосодержании до 7 % напорная характеристика насоса не ухудшается; при газосодержании 7-20 % необходимо в расчет напора вносить поправку; при газосодержании более 30 % наблюдается срыв подачи насоса.
Отсутствие однозначных количественных ограничений на значение газонасыщенности у приема ЭЦН затрудняет выявление механизма влияния газа на работу насоса. На сегодняшний день ряд исследователей считают, что снижение напора при попадании свободного газа в насос связано с уменьшением плотности газожидкостной смеси. Причина вредного влияния газа на работу насоса - нарушение энергетического обмена между рабочим колесом и перекачиваемой смесью. Поэтому наиболее оптимальное значение свободного газосодержания на приеме ЭЦН - 30-40 %. Зная это, на кривой изменения давления по стволу скважины следует найти участок с таким значением газосодержания и с учетом кривизны скважины выбрать глубину спуска насоса.
Билет 6. Вопрос 3.
Установка работает следующим образом. Вначале в скважину спускают насосно-компрессорные трубы 10, которые выполняют роль цилиндра насоса с установленным на нижнем конце всасывающим клапаном 14. Затем с помощью привода в колонну НКТ спускают ленту 2 механизма подъема с закрепленным на нем плунжером 12 с утяжелителем 11 и нагнетательным клапаном 13.
В процессе спуска утяжелитель увлекает вниз набор цилиндрических уплотнительных элементов плунжера 12, соединенных с лентой и проходящих через устьевой сальник.
При ходе ленты вверх осуществляется всасывание жидкости в цилиндр насоса через всасывающий клапан, а при ходе плунжера с утяжелителем вниз происходит нагнетание жидкости через нагнетательный клапан.
Наземный привод осуществляет наматывание ленты на барабан и сматывание ее в скважину с заданной скоростью и интервалом движения плунжера. Ход плунжера вниз
Рис. 5.3. Принципиальная схема ДНУ с ЛМП:
1 - редуктор со звездочкой; 2 - лента; 3 - точка сбега ленты; 4 -направляющий ролик; 5 - бобина; 6 - стойка; 7 двигатель; 8 - тележка; 9 - рельсы; 10 - НКТ; 11 -утяжелитель; 12 - плунжер; 13 - нагнетательный клапан; 14 всасывающий клапан
происходит за счет прикрепленного к нему груза 11. Возвратно-поступательное перемещение плунжера и работа клапанов обеспечивают подъем жидкости из скважины. Переключение с хода "вверх" на ход "вниз" осуществляется путем реверсирования двигателя. Длина хода плунжера регулируется изменением места установки конечных переключателей на винте механизма реверсирования, а производительность установки - введением в цикле соответствующих пауз в конце хода "вниз" или "вверх".
Билет 7. Вопрос 1. Прогнозирование отложения НОС при добыче нефти.
Для предсказания возможного выпадения сульфатных солей часто используют упрощенные методы оценки насыщенности природных вод сульфат-ионом. Однако оценка насыщенности пластовых вод сульфатом кальция (гипс – CaSO4 ∙H2O, ангидрит – CaSO4) по сульфат-иону носит приближенный характер. В связи с этим прогнозирование отложения сульфатных солей при добыче нефти с использованием данных методов является ориентировочным. В настоящее время предложено несколько методик прогнозирования отложения гипса при добыче нефти.
Наиболее достоверные результаты дают методы оценки насыщенности природных вод непосредственно сульфатом кальция, основанные на теории активности и экспериментальных данных по растворимости гипса в водных растворах солей.
Дата добавления: 2020-01-07; просмотров: 1623; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!