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

тообразования, в результате чего будут формироваться газовые гидраты, которые перекроют отверстие штуцера и скважина «заглохнет». Но, с другой стороны, на глубине, где установлен забойный штуцер, окружающая температура, вероятно, много выше и гидраты образовываться не будут. Если охлаждение, вызываемое расширением газа, слишком сильное, то целесообразно установить несколько забойных штуцеров один выше другого и таким образом распределить необходимое расширение газа между ними.

Известны несколько типов забойных штуцеров. Например, несъемный тип практически является вкладышем в насосно-компрессорные трубы, который можно заменить только с подъемом колонны труб. Имеются съемные забойные штуцеры, которые можно устанавливать в трубы и удалять из них с помощью инструментов, спускаемых на тросе. Некоторые штуцера устанавливаются в специальные ниппели, другие - в любом месте подъемной колонны. Из последних некоторые герметизируются на месте под действием перепада давления в трубах, другие обеспечивают герметичность с помощью механических приспособлений. На рис. 2.3-35 показан довольно хорошо известный съемный забойный штуцер фирмы ОТИС типа В. Этот штуцер можно устанавливать в трубы и извлекать под давлением. Для этого на фонтанной арматуре необходимо смонтировать лубрикатор и спустить через него на тросе штуцер с помощью установочных инструментов. Когда скважина начнет фонтанировать с относительно высокой скоростью, то жидкость будет расширять уплотняющие манжеты. Кроме того, шлипсы будут захватывать стенку трубы и таким образом удерживать штуцер на месте. Установочный инструмент затем поднимается из скважины с помощью троса. Подъем штуцера из скважины осуществляется съемником, спускаемым также на тросе: ударом съемника осуществляются зацепление за ловильную шейку штуцера и разъединение шлипсов. При отсутствии потока упругие манжеты ослабляются и забойный штуцер можно будет поднять на поверхность. Такой тип штуцера не рекомендуется для перепадов давления свыше 12,0 МПа. При значительных перепадах следует применять штуцеры с механическими стопорными устройствами.

Съемный забойный регулятор. Регулятор выполняет в основном те же функции, что и съемный забойный штуцер. Различие состоит в том, что регулятор поддерживает постоянный перепад давления независимо от давления на устье скважины. Регулятор обычно действует с устьевым фонтанным штуцером небольшого диаметра. Регулятор гарантирует постоянное гашение колебаний давления, а заданное давление на устье обеспечивается устьевым штуцером. На рис. 2.3-36 показан забойный регулятор фирмы ОТИС типа Е. Клапан / прижимается весьма слабой пружиной к штуцерному седлу 2 при условии, когда седло находится внизу, т. е. в конечном закрытом положении. Если в открытом положении клапана перепад давления на клапан больше (меньше), чем давление, создаваемое пружиной 3, то седло 2 будет перемещаться вверх (вниз). Таким образом сопротивление потоку между клапаном / и седлом 2 будет уменьшаться (увеличиваться). Регулятор применяется для поддержания перепада давления

до 10 МПа. Его можно установить на требуемой глубине при помощи одного из установочных инструментов.

Как было сказано, сопротивление щтуцера обычной конструкции потоку будет больше, если через него фонтанирует в большей степени жидкость, чем газ. Для более устойчивого регулирования потоком разработан штуцер с переменным сопротивлением, описанный Девертулом (1953 г.), который показан на рис. 2.3-37. Когда жидкость проходит

Рис. 2.3-35. Съемный забойный штуцер типа В фирмы ОТИС

Рис. 2.3-36. Забойный регулятор типа Е фирмы ОТИС

через штуцер, перепад давления на диафрагме / будет увеличиваться. Результирующее давление будет перемещать грльзу 3 влево, преодолевая сопротивление силовой пружины 2. Это приведет к открытию отверстий 4 и позволит жидкости проходить через них, в результате чего сопротивление потоку уменьшится. Естественно, перепад давления через диафрагму 1 в случае газового потока будет гораздо меньше.

Как указывалось, поверхностные штуцеры, обеспечивая регулируемое демпфирование, могут вызвать значительное повышение давления

на устье и заглушить скважину. В таких скважинах можно рекомендовать замену насосно-компрессорных труб трубами другого диаметра, которые обеспечивали бы «согласованную работу» пласта и скважины ка оптимальном режиме (см. параграф 2.3, п. 3,6).

2). Если затрубное пространство на глубине башмака подъемных труб перекрыто пакером, то оно перестанет работать как буферная емкость. При этом значение газового фактора будет исходным. Установка

Рис. 2.3-37. Штуцер с саморегу лирующимся отверстием

Рис. 2.3-38. Конструкция скважин для смягчения пульсации давления по Муравьеву и Крылову (1949 г.)

такого пакера может радикально устранить пульсацию давления (рнс. 2.3-38, а). Еслп газовый фактор относительно высок, а скважина эксплуатируется без установки пакера, то некоторое количество газа можно выпускать в выкидную линию через частично открытую задвижку на затрубном пространстве. Газ, поднимающийся в затрубное пространство, будет создавать столб газированной жидкости. Когда забойное давление уменьшится, то эта жидкость сразу проникнет в насосно-компрессорные трубы. Давление в насосно-компрессорных трубах не будет уменьшаться и затрубное пространство не «продуется».

Крылов предложил устанавливать на башмаке подъемных труб воронки, обращенные раструбами вниз; края ее должны иметь диаметр немного меньше диаметра обсадной колонны (рис. 2.3-38,6). В скважинах, оборудованных этим устройством, затрубное пространство будет сообщаться, как в предыдущем случае. Небольшой зазор между краем воронки и обсадной колонной способствует частичному уменьшению потока газированной жидкости из затрубного пространства в насосно-компрессорные трубы.

В третьем решении (рис. 2.3-38, в) выше башмака подъемных труб на 30-40 м устанавливается газлифтный клапан с таким расчетом.