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

посадки шлипсов. С помощью такого якоря проводится автоматическая насадка труб в самом удлиненном положении.

На рис. 4.1-37 показан гидромеханический автоматический предварительно напряженный якорь типа Н(М-2 той же фирмы Гьюберсон. Как только давление в НКТ превысит давление в затрубном пространстве (1,4 МПа) после начала работы насоса, за счет перепада давления

Рис. 4.1-35. Посадка (а) и освобождение (б) трубного якоря фирмы Бейкер

Рис. 4.1-34. Трубный якорь фирмы Бейкер

в цилиндре / последний движется вниз и прижимает пружину 2. В результате этого пружина 4 нажимает на шлипсы 3, и последние выдвигаются по конусу 5 и сцепляются со стенкой колонны. При превышении напряжения выше допустимого срезается кольцо и шлипсы освобождаются. Если перед подъемом труб перепад давления в трубах и кольцевом пространстве становится одинаковым (за счет срыва всасывающего клапана или других манипуляций), тогда цилиндр / под действием пружины 2 перемещается вверх и шлипсы расцепляются.

В таблице 4.1-13 приведены некоторые эксплуатационные характеристики скважин, пущенных в работу без якоря, и скважин, в которых

после подземного ремонта был установлен предварительно напряженный якорь.

Во избежание аварий, особенно в глубоких скважинах, трубы спускают с труболовкой, препятствующей падению труб в скважину. При аварии после определенной высоты труболовка (рис. 4.1-38) срабатывает и предотвращает дальнейшее падение труб. Во время падения труб пружина 4 будет удерживать по инерции груз 3, а шлипсы 2 выдвинутся по конусу /. Если в НКТ установлен якорь, предотвращающий движение вниз (см. рис. 4.1-34 или 4.1-36), то установка труооловки не требуется.

Рис. 4.1-36. Гидравлический трубный якорь фирмы Гьюберсон

Рис. 4.1-37.

Гидромеханический автоматический предварительно напряженный якорь типа НМ-2 фирмы Гьюберсон

Рис. 4.1-38. Труболовка (по Муравьеву и Крылову)

Оборудование для добычи высоковязких нефтейи нефтей с высокой температурой застывания. При добыче штанговыми насосами высоковязких нефтей (парафинистых) необходимо принимать специальные меры, так как:

20-546

1) значительные гидравлические потери в подъемных трубах и выкидных линиях вызывают повышение нагрузок на полированный шток при ходе вверх;

2) при ходе полированного штока вниз из-за сравнительно небольшого проходного сечения нагнетательного клапана создаются достаточно высокие гидравлические сопротивления, и за это время колонна штанг не успевает опуститься;

Таблица 4.I-I3 Характеристика скважин (по Тэйлору, 1960)

Основные эксплуатационные характеристики

до ремонта

после ремонта

Дебит 95 MVcyT, значительный износ колонны штанг и НКТ

Многие соединения необходимо заменять каждый квартал

Дебит 5,6 м/сут

Дебит 34 мсут, порыв двух-трех штанг в течение месяца

Трубы истираются, необходим их подъем через 6 недель

Колонну штанг следует извлекать через два месяца

Отмечается износ штанг в наклонной скважине

Дебит 111 мсут, износ труб отсутствует

Отсутствуют осложнения в соединениях

Дебит 10 мсут

Дебит 46 мсут, порыва штанг нет

Нет осложнений с трубами в течение 15 мес

Не требуется подъема штанг, дебит увеличился на 20%

Износ уменьшен на 50%

3) при ходе полированного штока вверх гидравлические сопротивления во всасывающем клапане будут препятствовать наполнению жидкостью цилиндра насоса;

4) шарик клапана может медленно перемещаться в узкой клетке, и клапан своевременно не будет срабатывать (открываться или закрываться) ;

5) при пуске установки (после остановки) вязкость нефти в НКТ возрастает и одновременно возрастают нагрузки на полированный шток и двигатель;

7) значительные силы трения между плунжером и цилиндром могут привести к перемещению последнего вверх.

Такие же трудности могут возникнуть при добыче нефтей с высокой температурой застывания. Эти нефти отличаются от высоковязких нефтей следующим. Высоковязкие нефти в основном состоят из нафтеновых соединений, и вязкость их относительно нечувствительна к температуре. Они не образуют гели при 0°С, но вязкость их может быть достаточно высокой даже при значительных температурах, С другой стороны, нефти парафинового ряда типично гелеобразующие. Их кажущаяся вязкость при температуре застывания может быть очень высокой, но она быстро понижается с повышением температуры даже в пределах 5-10°С. При добыче нефти с высокой температурой застывания по сравнению с добычей высоковязких нефтей трудно запустить установку,