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

Насос
Струйный	1162	6,864x10*
По АНИ	1709	U,28x 10*

так как нагрузка на полированный шток, пропорциональная статическому напряжению сдвига, бывает весьма высокой. С другой стороны, при непрерывной работе сила трения может быть меньше, чем для высоковязких нефтей.

Приток на забой скважины парафинистых нефтей, содержащих некоторое количество газа, и удаление последнего через затрубное пространство может вызвать серьезные осложнения, если пластовое давление достаточно высокое, а температура в скважине относительно низкая. Это происходит при следую- Таблица 4.1-14

щих обстоятельствах. При непрерывной добыче бывают непредвиденные остановки скважин, а при периодической они регулярны. Уровень жидкости в затрубном пространстве может подняться. Если на уровне ее подъема температура окажется ниже температуры застывания нефти, в затрубном пространстве образуется пробка из застывшей нефти. В таком случае невозможен отбор газа из затрубного пространства, весь газ начнет поступать на прием насоса. При этом резко снижается наполнение насоса жидкостью, вплоть до полного прекращения ее подачи. Если дебит скважины уменьшится, расширение газа в НКТ будет способствовать охлаждению жидкости, что вызовет увеличение нагрузки на полированный шток. Все это может привести к значительному увеличению давления газа ниже застывшей нефти. В конечном итоге накопившийся газ может прорваться в атмосферу или в выкидную линию. Такие ударные нагрузки вредны как для самой скважины, так и для насосной установки в целом.

В нефтях смешанного состава характер потока занимает промелу-точное положение. Для успешного подъема таких нефтей следует применять насосы, удовлетворительно осуществляющие подъем высоковязких жидкостей, или же снижать вязкость нефти, поступающей на прием насоса.

В обычных штанговых насосах условия работы клапанов улучшаются, если ширина зазора между ребрами клетки и шариком не менее 2 мм, а высота клетки меньше обычного. Предпочтительнее применять насосы с клапанными окнами большого размера. Фирмы Шелл де Венесуэла и УСН Венезола разработали модернизированный штанговый насос, гидравлические сопротивления в котором меньше, чем в насосах по АНИ (Джах и Уотсон, 1969). Такой насос показан на рис. 4.1-55.

Для определения перепада давления в насосах диаметрами от 73 мм до 114 мм при откачке обводненной нефти вязкостью 800-10 Па-с получена полуэмпирическая формула

Ар = 6897 -f (Л fi+SO Мпл--*- (4-1-56)

Постоянные А и В для струйного и обычного (по АНИ) насосов приведены в табл. 4.1-14.

Пример 4.1-10. Определить перепад давления потока обводненной нефти вязкостью 0,8 Па-с в 70-мм насосе (по АНИ) при йпл=69,9 mim, если ж=100 MVcyr.

20* 307

ТТо уравнению (4.1-56)

Ар = 6897 -f (1709x0,8 + 1 1,28х 10<Х 1,16х 10-з)х 1,16х Х10-зх0,0699-з.«2 = 52X10* Па.

При ходе вверх сила, воздействующая на насос, должна превышать силу трения между плунжером и цилиндром. Величину последней можно определить по формуле

р 3, 14<плплРжш1

.* тп-- А J

(4.1-57)

Пример 4.1-11. Определить силу трения, возникающую между цилиндром и плунжером, если йпл = 44 м-м, /1пл=1,22 м; р,ж=10 Па-с, ипл = 1,4 м/с (ожидаемая при п=\2 мин- и 5шт=1,8 м); Д= 1,3X10" м.

По формуле (4.1-57)

3,14X0,0445X 1,22X 10X1,4 1,3X10-*

= 1,8x10* Н.

Насосы Плейгера с клапаном-заслонкой (рис. 4.1-39), предназначенные для подъема тяжелых нефтей, могут эксплуатироваться при вязкости жидкости до 5200 мм/с. Манжета 2 совершает возвратно-поступательное движение вдоль корпуса насоса /. При движении вверх колонна штанг 3 также поднимается, клапан-заслонка 4 закрывает поверхность седла клапана (см. А-А). Утолщение 5 нажимает на крестовину 6, поднимая манжету 2 вместе с содержащейся в ней нефтью. Под действием жидкости приподнимается обратный клапан 7 и пропускает поднимаемый за один ход объем нефти в НКТ и далее в выкидную линию. При движении насоса вниз обратный клапан 7 закрывается, клапан-заслонка открывается, и манжета 2 погружается в жидкость. Такие насосы (табл. 4.1-15) применяют на нефтяных месторождениях ФРГ с 1956 г. (Брюггельман и де Моне, 1959 г.).

Таблица 4.1-15

Характеристика насосов Плейгера с клапаном-заслонкой (Брюггеман и де Монэ, 1959)

Вязкость поступающей в скважину жидкости может быть уменьшена за счет ее подогрева или разбавления маловязкой нефтью. Подогрев можно осуществить закачкой горячей воды, электроподогревом или при помощи газовой горелки.

При нагреве забоя горячей водой вода подогревается на поверхности (обычно в водогрейных котлах на газовом топливе) и нагнетается в скважину по трубе / диаметром обычно 25,4 мм (рис. 4.1-40). На

этой трубе по длине, соответствующей половине или трем четвертям перфорированного участка колонны, имеются ребра 2. Для уменьшения потерь тепла труба / теплоизолируется или снаружи, или изнутри. Если не представляет проблемы для предотвращения прямого контакта горячей трубы с обсадной колонной, внутрь каждого соединения рекомендуется вставлять теплоизолирующее кольцо.

Рнс. 4.1-39. Насос Плейгера с

клапаном-заслонкой (ио

Брюгтельмаиу и де .Монэ, 1959)

Рис. 4.1-40.

Конструкция насосной скважины для нагрева забоя горячей водой (по Уолкеру, 1959)

Рис. 4.1-41. Забойный электронагреватель для насосной

скважины (Хоудалл и Когвуд, 1962)

Электрические нагреватели устанавливаются ниже насоса (забойный нагреватель) или выше него с таким расчетом, чтобы нагревательные элементы размещались вокруг штанги (трубный нагреватель). Первое решение наиболее приемлемо в том случае, когда парафин может отлагаться на забое скважины или когда нефть имеет повышенную вязкость даже при начальной температуре пласта. Трубный нагреватель обычно устанавливается на уровне начала отложения парафина в НКТ.