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

Для нефти вязкостью 120X10" Па-с по уравнению (4.1-55) получаем:

0,0571x2x10(IX Ю-*)» = 0,0164-оуу20х1,22- 1,28x10- м/с,

или 1.28х10х86Х400 = 0,011 мЗ/сут.

Для нефти вязкостью 1,2X10 Па с утечки в 100 раз больше, т. е. 1,1 м/сут.

Для правильной посадки плунжера необходимо учитывать вязкость продукции скважин. По опыту допуск -1 применяется при маловязких нефтях (1-20 мПа-т), в то время как при допуске -5 может быть обеспечена удовлетворительная работа даже при вязкости на уровне 400 мПа-с. Необходимо избегать также тугой посадки плунжера, так как частицы песка, взвешенные в жидкости, при небольшом зазоре могут вызвать заедание, в то время как при большем зазоре песчинки могут проскакивать. Кроме того, при утечках нефти по плунжеру последний из-за трения молет нагреваться, вызывая снижение вязкости нефти, находящейся в зазоре, по сравнению с остальной нефтью. Если плунжер и цилиндр не изготовлены из одного и того металла, необходимо учитывать разницу в их тепловом расширении на глубине подвески насоса. При слишком малом зазоре плунжер может даже прихватываться.

Если плунжер изготовляют из мягких материалов, диаметр металлического корпуса будет значительно меньше диаметра цилиндра, а уплотнение обеспечивается манжетами, кольцами и т. д. Такие плунжеры применяют при глубинах скважин менее 1500 м. При подъеме жидкости, содержащей песок, эти плунжеры служат дольше, так как уплотняющие поверхности слабо изнашиваются. Такие плунжеры обычно дешевле металлических. На рисунке 4.1-31, а показан плунжер, где манжеты / изготовлены из нефтестойкой резины. При перемещении вверх под действием веса столба жидкости манжеты прижимаются к стенке цилиндра, в то время как при ходе вниз они едва касаются стенки цилиндра. Такая конструкция применяется при относительно небольшом содержании песка в продукции. К недостатку следует отнести то, что все манжеты выходят из строя неожиданно без каких-либо заранее известных признаков, поэтому трудно планировать ремонтные работы на этих скважинах. На рис. 4.1-31,6 уплотнение обеспечивается при помощи клапанных колец 2, изготавливаемых из нефтестойкой синтетической резины. В данном случае прогрессирующий износ довольно легко прослеживается. На рис. 4.1-31, в показана комбинация манжетных и кольцевых уплотнений. Они могут применяться для очистки от песка скважин после гидроразрыва. Износ этого плунжера также контролируется.

В комбинированных плунжерах уплотнение в одной части достигается за счет плотной посадки металла к металлу, а в другой - за счет использования манжет. Эти плунжеры применяют при сравнительно больших глубинах скважин.

Шариковые клапаны и седла изготавливают из износо- и коррозионно-стойкого металла, поверхность которых изредка подвергают обработке. На рис. 4.1-26 и 4.1-27 показаны некоторые из наиболее широко

применяемых типов клапанов. Движение шарика в клетке ограничивается тремя или четырьмя буртиками. На этих рисунках также показана посадка седла в насосе. В трубных насосах всасывающий клапан может фиксироваться за счет адгезии между сопряженными конусами. В этом случае конус покрывается пластиком или баббитом, который обладает благоприятными адгезионными свойствами.

Рис. 4.1-32. Якорь прижимного типа

Рис. 4.1-33. Изгиб НКТ при работе насоса с установленным якорем прижимного типа

Трубный якорь. Для увеличения длины хода плунжера даже в начальный период внедрения глубоконасосной добычи начали применять устройства для закрепления низа НКТ к эксплуатационной колонне. Однако за последнее время более глубоко разработана теория многократного изгиба НКТ (см. п. 4.1.1, п. а5) и более детально исследованы условия эксплуатации якорей. Первые конструкции якорей были прижимного типа (рис. 4.1-32). Они имели вид подвесного пакера без уплотняющих элементов, который можно устанавливать на любой глубине с помощью /-образных крючков /, 2. В результате действия пружины 3 на шлипсы 5, имеющиеся на конусе 4, произойдет заклинивание пакера во внутренней стенке колонны. Так как шлипсы свободно скользят при движении вверх и заклиниваются при движении вниз, низ НКТ удерживается в самом высоком положении после освобождения пакера. Поэтому НКТ подвергаются многократному изгибу в период

движения как вверх, так и вниз. При движении вверх колонна штанг-выпрямляется под действием нагрузки на плунжер. Это в какой-то степени способствует уменьшению изгиба труб (рис. 4.1-33,а). Движению труб вниз препятствует якорь, поэтому они снова изгибаются (рис. 4.1-33,6). Колонна штанг, не несушая нагрузки, не удлиняется. Поэтому она также может изгибаться, и по конфигурации кривая ее изгиба будет иметь вид кривой изгиба НКТ. Причем изгиб последних ограничивает сама колонна. Даже при этих условиях якорь прижимного типа предотвращает движение цилиндра насоса, однако он не может способствовать устранению износа или повреждения колонны штанг, НКТ и, возможно, эксплуатационной колонны. В этом случае устраняются перегрузки штанг в НКТ (Любинский и Бленкарн, 1957).

Приведенные обстоятельства привели к необходимости установки якоря в самой нижней секции НКТ, т. е. в положении, когда последние полностью удлинены. Если якорь прижимного типа установлен в перевернутом положении (получаем предварительно напряженный якорь), то предотвращается возможность изгиба НКТ, ограничивается уменьшение длины хода штока и устраняются источники повреждения, связанные с применением прижимного якоря. В первых образцах предварительно напряженных якорей для зацепления шлипса со стенкой обсадной колонны необходимо было немного приподнять НКТ, что вызывало износ или повреждение обсадной колонны. Для этого были приняты меры, предотвращающие установку якоря в нижней секции труб под постоянно возрастающей нагрузкой. Якорь начали устанавливать при предварительно удлиненном положении НКТ. Величину удлинения труб получают расчетным путем. При этом увеличиваются растягивающие усилия на НКТ. Если напряжение станет выше допустимого, НКТ могут деформироваться, что может привести к аварии. Для предотвращения этого в предварительно напряженном якоре предусматривается устройство безопасности, которое расцепляет шлипсы в случае перегрузок. В таком случае якорь перестает выполнять свою функцию.

Трубный якорь фирмы Бейкер (рис. 4.1-34) может быть установлен на любой глубине. Как только НКТ будут спущены на желаемую глубину, они поворачиваются на 3,5-4 оборота влево. В результате клинья 1 расширителя сближаются (рис. 4.1-35) и надавливают на шлипсы 2 до полного зацепления их со стенкой колонны. Шлипсы имеют зубья, что предотвращает возможность перемещения их как вверх, так и вниз. Для ускорения определения величины предварительного удлинения НКТ пользуются таблицами илн номограммами.

В трубном якоре фирмы Гьюберсон (рис. 4.1-36) предусмотрен ряд удерживающих стержней, помещенных в радиальных цилиндрах. Если давление в НКТ превысит давление в затрубном пространстве, стержни выдвинутся и упрутся в стенку колонны. В этом случае требуется предварительное удлинение НКТ.

Предварительное удлинение не требуется при использовании автоматического предварительно напряженного якоря. Этот якорь отличается принципиально от базового образца (прижимного перевернутого) только тем, что после выдвижения шлипсов верхние зубья их сцепляются со стенкой колонны. При этом не следует приподнимать трубы для