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

поперечного сечения межтрубного пространства выбрана такой, чтобы скорость подъема жидкости была меньше скорости осаждения песка. Песок собирается в камере 3. Так как камера может быть освобождена от песка только после подъема насоса, такое решение обычно неэкономично за исключением случая, когда содержание песка в продукции скважин незначительное. В ряде других конструкций предусматривает-

Рис. 4.1-44.

Приспособление для дозирования растворителя на забой скважины при насосной добыче

Рис. 4.1-45.

Конструкция забоя скважины для дозирования растворителя

Рис. 4.1-46. Песочный якорь

ся сброс песка на забой скважины резким встряхиванием НКТ. Такое воздействие может продлить межремонтный перцод. В большинстве случаев песчаные якори не играют особой роли в практике подъема жидкости из скважин. Важно при этом обеспечить работу скважины без повреждения стенки забоя. Если же некоторое количество песка выносится, то необходимо обеспечить непрерывный подъем его при минимальном воздействии на эксплуатационное оборудование.

Полые штанги были разработаны для облегчения добычи нефти, содержащей песок. На рис. 4.1-47 показан трубный насос, установлен-

ный в нижней трубе НКТ 4. Принимаемая при ходе вверх жидкость поступает в выкидную линию 3 через полную колонну штанг / и отвод 2. При использовании полых щтанг получают следующие преимущества.

1. Скорость восходящего потока увеличивается из-за малой площади сечения полых штанг по сравнению с площадью сечения пространства между штангами и НКТ, что уменьшает вероятность осаждения песка при непрерывной эксплуатации скважин.

2. В случае остановки скважины песок из полых штанг не может осаждаться между цилиндром и плунжером. Обратный клапан, устанавливаемый на колонне полых штанг, препятствует при остановках осаждению и попаданию песка в насос. В таких случаях помимо колонны полых штанг практикуется спуск колонны НКТ, так как плунжер насоса имеет больший диаметр, чем внутренний диаметр полых штанг (см. рис. 4.1-3, а), и действующая при ходе вниз сила вызывает изгиб и преждевременный вывод из строя полых штанг. Чем глубже скважина, тем более осложненной может быть авария со штангами. Для увеличения глубины спуска насоса затрубное пространство между НКТ и колонной полых штанг заливается водой (рис. 4.1-47).

В выпускаемых за последнее время полых штангах (см. раздел 4.1.1, п. dl) возможные аварии в муфтовых соединениях сведены к минимуму. Глубина спуска насоса может быть значительно увеличена, если на него не будет влиять дополнительная нагрузка веса столба жидкости. Насос можно посадить на якорь, прикрепленный к обсадной колонне (рис. 4.1-48).

Имеются более современные конструкции устья скважины. На рис. 4.1-49 показано оборудование устья фирмы Боргера, в котором колонна полых штанг / окружена цилиндром 2, отполированным снаружи и выполняющим роль полированного штока. Головка колонны штанг соединяется с выкидной линией 3 гибким шлангом. При компоновке устья скважины канадского типа (рис. 4.1-50) плунжер 2, соединенный с колонной полых штанг /, движется в цилиндре 3, который отполирован изнутри. Колонна полых штанг и выкидная линия 4 соединены трубой.

Выпускаемые в настоящее время полые штанги по сравнению с обычными предпочтительнее применять (помимо преимущества при подъеме нефти, содержащей песок) по следующим соображениям:

1. Применение вместо обычной колонны штанг и НКТ колонны полых штанг обеспечивает значительную экономию в оборудовании скважины.

2. Площадь поперечного сечения полых штанг по металлу больше площади поперечного сечения обычных 14,1-мм штанг; отсутствие НКТ не вызывает их удлинения. Отсюда при использовании полых штанг уменьшение длины хода плунжера из-за изменения нагрузки по жидкости меньше.

3. Если диаметр плунжера достаточно большой, то Fmax может бытЬ меньше при большем весе колонны штанг (см. формулы 4.1-15 и 4.1-22).

4. Полые штанги занимают меньше площади, поэтому применение их имеет определенное преимущество при раздельной эксплуатации нескольких пластов.

5. Если в продукции скважины не содержится газ, то подъем ее можно осуществлять по затрубному пространству, а полые штанги использовать для подачи ингибитора, маловязких нефтей или для размещения электронагревателей.

6. В полых штангах отложение парафина может быть предотвращено за счет покрытия внутренней стенки парафиноотталкивающими составами.

Рис. 4.1-47. Трубный насос с полыми штангами

Рис. 4.1-48. Насос с полыми штангами, посаженный на якорь

Рис. 4.1-49. Оборудование устья скважины для спуска полых штанг

К недостаткам полых штанг нужно отнести следующее:

1. При неблагоприятных условиях колонна полых штанг будет задевать о внутреннюю стенку обсадной колонны. Для предотвращения этого обычно на штанги одеваются пластмассовые направляющие.

2. При повышенных дебитах могут возникнуть значительные гидравлические сопротивления из-за небольшой площади поперечного сечения полых штанг. Подъем жидкости можно осуществлять и по затрубному пространству, но при этом в ней не должны содержаться газ и парафин, она не должна быть коррозионно- и эрозионноактивной по отношению к колонне.

3. Если диаметр плунжера небольшой, то fmax может быть больше, чем при использовании обычных штанг.

Оборудование для подъема газосодержащихи обводненных нефтей. При поступлении свободного газа на прием насоса снижается коэффициент его наполнения (см. раздел. 4.1.1, п. б, г). Поэтому необходимо отделить газ от жидкости, направить его в