Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 [ 220 ] 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270

Одной из технологий предотвращения образования песчаной пробки на забое является подлив, как правило, части добываемой жидкости в затрубное пространство пескообразующей скважины. При этом глубинный насос опускается практически до забоя, что создает повыщенную скорость восходящего потока в интервале «забой-прием насоса», предотвращая оседание частиц песка.

Следует отметить, что чистка песчаных пробок промывкой скважины является достаточно трудоемкой и дорогостоящей операцией, поскольку частицы песка покрыты нефтью, а зачастую и парафином, и в процессе эксплуатации скважины они слипаются, образуя достаточно прочную пробку.

-1 --------

Рис. 9.23. Принципиальные схемы песочных якорей:

1 - корпус-накопитель якоря; 2 - отверстия; 3 - труба; 4 -узел соединения якоря с насосом; 5 - всасывающий клапан насоса; а - якорь прямого типа; б - якорь обращенного типа; I - жидкая фаза продукции; П - жидкость + механические примеси (песок); П1 - механические примеси

9.3.20.3. Другие осложняющие факторы Осложнения, связанные с присутствием в продукции скважин парафина, смол, асфальтенов, а также солей, ликвидируются так же, как и при фонтанной эксплуатации. Естественно, что в скважинах, эксплуатируемых СШНУ, внутрь колонны штанг невозможен спуск скребков, как это делается в фонтанных или газлифтных скважинах.

В скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосами, для борьбы с твердыми отложениями на внутренней поверхности НКТ используют так называемые пластинчатые скребки, закрепляемые на колонне штанг (на всей длине твердых отложений). Скребки устанавливаются на расстоянии один от другого, примерно равном длине хода полированного штока. В процессе работы установки колонна штанг поворачивается с помощью специального устройства, называемого штанговращателем и устанавливаемого на устье скважины. Привод штанговращателя механический и осуществляется от работающего станка-качалки. Пластинчатые скребки при вращении колонны штанг и при ходе «вверх-вниз» описывают винтовую линию, соскребая твердые осадки с внутренней поверхности НКТ, которые потоком продукции поднимаются наверх и поступают в выкидную линию.

Эксплуатация наклонно-направленных скважин СШНУ приводит к истиранию насосных штанг и труб с образованием щелей в трубах (а значит, к значительному снижению коэффициента подачи установки), а также к обрыву штанг. Основной метод борьбы с этими отрицательными явлениями - использование на колонне штанг так называемых центраторов. Известно большое количество различных центраторов, которые в принципе делятся на две группы: центраторы скольжения и центраторы качения (роликовые центраторы). Центраторы изготавливаются как из металла, так и из пластических материалов. Очевидно, что при установке центраторов на колонне штанг они одновременно выполняют и функцию скребков.

9.3.21. о ПРИМЕНЕНИИ ХВОСТОВИКОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН СШНУ

Особенности работы подъемникоь большого диаметра в интервале «забой - прием погружного оборудования» связаны с неполным выносом воды, ее накоплением, утяжелением столба водонеф-

тяной смеси и снижением депрессии на пласт. Это приводит к потере дебита, особенно заметного для категории низко- и среднедебитных скважин, т.е. той категории, которая эксплуатируется СШНУ. Предотвратить указанное явление можно, используя рекомендации, рассмотренные в главе 6.

Другим методом повышения дебита таких скважин за счет ликвидации репрессии предотврашением накопления воды в интервале «забой-прием» является использование хвостовиков, устанавливаемых ниже приема насоса.

Хвостовик представляет собой колонну насосно-компрессорных труб определенной длины с диаметром, как правило, меньшим диаметра основной колонны НКТ (подъемник) и используется для выноса воды из интервала «забой-прием».

Схемы СШНУ с использованием хвостовиков представлены на рис. 9.24. Различают две схемы хвостовиков: хвостовик, герметично соединенный с приемом насоса (рис. 9.24 а), и хвостовик на па-кере, обеспечиваюший сепарацию свободного газа па приеме насоса (рис. 9.24 б). Схема на рис. 9.24 а применяется тогда, когда количество свободного газа на приеме насоса невелико, а коэффициент наполнения насоса достаточно высок (продукция скважины с небольшим газовым фактором; большое давление у приема насоса и т.п.). Если газовый фактор продукции значителен или низко давление на приеме, то использование этой схемы нецелесообразно по причине низкого коэффициента наполнения. В этом случае необходимо использовать схему рис. 9.24 б. Расчет хвостовиков базируется на теоретических предпосылках, изложенных в главе 6.

При заданном диаметре хвостовика расчет сводится к определению его необходимой длины; при этом диаметр хвостовика необходимо брать меньшим, чем колонна НКТ.

Расчет длины хвостовика выполним для схемы рис. 9.24 а. Введем следующие обозначения:

Н - глубина спуска насоса, м;

- внутренний диаметр подъемника (колонны НКТ), м; Н. - длина хвостовика, м;

d - внутренний диаметр хвостовика, м;

- глубина скважины, м;

- внутренний диаметр обсадной колонны, м. Рассматривается стационарная работа системы. Объем скважины F в интервале [L - (Я,, + HJ\ таков: