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

На месторождении Лак система сбора проверяется через короткие интервалы при помощи гамма-дефектоскопии (Вермеери, 1968). Так как газ, содержащий HaS, является опасным, специальные меры должны быть приняты для предотвращения значительных утечек его в атмосферу. Скважина должна быть оборудована автоматическими забойным и поверхностным отсекателями. Последний устанавливается на устье скважины и срабатывает при превышении или снижении давления ниже критического давления на выкидной линии. Желательно показания давления и температуры, а также положение наиболее ответственных клапанов передавать на диспетчерский пункт.

Значительную коррозию вызывают также агрессивные пластовые воды. На месторождении Лак было замечено, что со снижением пластового давления увеличивается приток в скважину воды, смачивающей зерна песка (Вермеери, 1968). Это вызывает, в первую очередь, коррозию нижней части НКТ. По мере подъема вода становится более нейтральной и теряет свою агрессивность. Также замечено, что в выкидных линиях, где наблюдается раздельное течение фаз, коррозия значительна, и что она намного ниже при работе скважин по затрубному пространству. Таким образом, для уменьшения коррозии в выкидных линиях, вызываемой пластовыми водами, лучше всего устанавливать высокий дебит газа и низкую температуру потока при высоком давлении. Вода, добываемая с газом, не должна отделяться на устье, а совместно с продукцией скважины транспортироваться до пункта сепарации.

Добыча может быть осложнена также углеводородными гидратами, отделяемыми от газа. Для данного давления при содержании H2S и СО2 в газе повышается температура гидротообразования. Гидраты в первую очередь образуются на устье скважины при прохождении через штуцеры, где за счет расширения может произойти значительное охлаждение газа при условиях, близких к адиабатическим.

Твердые гидраты могут полностью закупорить линию, поэтому должны быть приняты меры по предотвращению их образования. Существует несколько способов борьбы с гидратообразованиями: подогрев газа в теплообменнике до его прохождения через штуцер; если газ в системе сбора охлаждается до температуры, при которой возможно гид-ратообразование, на устье скважины дозируется какой-либо ингибитор, например диэтиленгликоль. При благоприятных условиях наиболее простым решением может оказаться эксплуатация скважины при повышенных дебитах. В этом случае поток газа будет достаточно теплым, чтобы предотвратить гидратообразование. Этому также способствует установка забойных штуцеров в НКТ (см. п. 3 в 2.3-5в).

При высоких дебитах скважин в результате значительных фильтрационных скоростей может выноситься песок на забой, даже если пласт сложен из достаточно плотных песчаных пород. Вынос песка из продуктивных горизонтов может привести к эрозии НКТ. Максимальный дебит, при котором отсутствует вынос песка из скважины, устанавливается опытным путем. Если дебит при этом окажется слишком низким, на забое или устанавливается фильтр, или при закачке агентов соответствующих составов проводят работы по уплотнению песков.

Глава 4

МЕХАНИЗИРОВАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

4.1. ДОБЫЧА НЕФТИ СКВАЖИННЫМИ НАСОСАМИ

Добыча нефти скважинными насосами относится к механизированному способу. Подъем на поверхность продукции пласта, поступающей на забой, осуществляется при помощи насоса, устанавливаемого ниже уровня жидкости в скважине. Привод насоса устанавливается или на поверхности, или в скважине; в последнем случае привод является составной частью насоса. В глубиннонасосную установку входят все механизмы и оборудование, служащие для подъема жидкости из скважины. Современные насосы подразделяются на штанговые и бесштанговые.

Наиболее широко распространены штанговые насосы с приводом от станков-качалок. Поэтому в данной книге основное внимание будет уделено изучению особенностей этих насосов.

4.1.1. ШТАНГОВЫЕ НАСОСЫ С ПРИВОДОМ ОТ СТАНКОВ-КАЧАЛОК

Как видно из схематического изображения установки (рис. 4.1-1), мощность от электропривода / передается через клиноременную передачу на редуктор 2. Редуктор предназначен для снижения частоты вращения вала электродвигателя до 3-25 (число двойных ходов в минуту подвески штанг). Если /i = /2, то длина хода полированного штока в два раза превышает длину г кривошипа. Длина кривошипа и отсюда длина хода полированного штока - переменные величины и задаются конструктивно. Обычно наибольшая длина хода штока не превышает 3 м. Усилие от кривошипа к балансиру передается при помощи шатуна длиной /. Для привода полированного штока служат следующие элементы: стойка 5, балансир 6 и головка балансира 7. Нагрузку на полированный шток 3 за цикл работы насоса можно изменять несколькими способами. В нашем случае балансирование осуществлено противовесом 9 на балансире 8. Специально изготовленная и обработанная верхняя полированная штанга удерживается на подвеске 4. На конце насосно-компрессорных труб в скважине подвешивается цилиндр 10 насоса, в котором под действием колонны штанг перемещается плунжер И. При движении плунжера вверх нагнетательный клапан 12 закрыт, и жидкость, заполняющая кольцевое пространство между НКТ и штангой, поднимается. В это время неподвижный клапан (всасывающий) 13 открывается, и жидкость через фильтр 14 поступает в цилиндр. При

ходе плунжера вниз нагнетательный клапан открыт, а всасывающий закрыт; плунжер погружается в заполняемый жидкостью цилиндр.

а) Нагрузки на штанги и их влияние

Разработано несколько методов расчета нагрузки на полированный шток. Одной из причин этому является то, что строго выдержанные расчеты сложны. Необходимо учитывать, что из большого числа факторов к моменту проектирования часть может быть известна приблизительно или вообще неизвестна. Различные методы расчета основаны на тех или иных допущениях. Отклонение между расчетными и фактическими данными, полученными при применении различных методов, могут достигать значительных величин. Поэтому даже относительно простые соотношения, как и самые сложные, могут дать удовлетворительные результаты.

Один из современных методов расчета впервые был опубликован в 1967 г. в работе АНИ РП И Л. Контрольные замеры по 77 скважинам показали, что средние расчетные значения fшт. max Превышают среднее замеренное значение на 1,41% (Гриффит, 1968). Наибольшая глубина спуска насоса на исследованных скважинах была 3150 м. В работе Гриффита приведены вспомогательные номограммы для расчетов. Ниже будет рассмотрена методика, описанная в книге Муравьева и Крылова (1949 г.), которая, хотя и менее точная, но, думается, глубже характеризует условия работы установки. Кроме того, будут также изложены и основные положения новой методики АНИ.

а.1) Нагрузки на полированный шток. Максимальную нагрузку при работе штангового насоса испытывает полированный шток. На него воздействуют значительные переменные силы. Общая мгновенная нагрузка складывается из большого числа переменных величин - статических и динамических. Статическая нагрузка на полированный шток при движении штанг вверх

Рис. 4.1-1. Установка штангового на coca с приводом от станка-качалки

(4.1-1)

где Ftp. у. р - величина небольшая, и ей можно пренебречь. При непрерывной работе насоса динамический уровень жидкости часто находится близко от приема насоса, в этом случае значением Fh также можно