Главная страница
Образовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей
qrcode

Учебно-методический комплекс дисциплины студента по дисциплине Эксплуатация скважин в осложненных условиях для специальности


НазваниеУчебно-методический комплекс дисциплины студента по дисциплине Эксплуатация скважин в осложненных условиях для специальности
Анкорyskak umk eks sk v osloj usl 050708 2008.pdf
Дата25.02.2017
Размер1.64 Mb.
Формат файлаpdf
Имя файлаyskak_umk_eks_sk_v_osloj_usl_050708_2008.pdf
оригинальный pdf просмотр
ТипУчебно-методический комплекс
#10417
страница9 из 11
КаталогОбразовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей
Образовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11
Осн.:3[574-581],3[643-652], 4[doc/es01009. Доп 9 [189-197], 10 Контрольные вопросы. Чем нарушается нормальная работа газлифтных скважин. Как образуются металлические сальники. Как предупредить образование металлических сальников. Назовите причины образования стойких эмульсий. Как производят в скважине деэмульсацию?
ЛЕКЦИЯ Осложнения при механизированном способе эксплуатации скважин.
При работе штанговых насосных установок часто встречаются особые условия,
осложняющие работу этих установок. К ним следует отнести- большое газосодержание на приеме насоса- большое содержание песка в откачиваемой жидкости- отложение парафина в НКТ и на насосных штангах и минеральных солей в узлах насоса ив НКТ, сильное искривление скважин- высокопарафинистые высоковязкие нефти.
Очень часто эти осложняющие условия действуют совместно и тогда возникает необходимость борьбы одновременно с несколькими осложняющими факторами.
Влияние газа Чаще всего возникают осложнения вследствие влияния газа на работу насоса, уменьшающего коэффициент наполнения цилиндра. Степень отрицательного влияния свободного газа зависит от его содержания в откачиваемой жидкости, а также от объема пространства, образующегося между нагнетательными всасывающим клапанами насоса при нижнем положении плунжера. Это пространство, называемое вредным, имеется во всех штанговых насосах.
Отношение объема жидкости, фактически поступающей в насос, к объему цилиндра при верхнем положении плунжера называют коэффициентом наполнения насоса.

Когда плунжер завершает ход вниз, газ и нефть, заполняющие вредное пространство,
находятся под давлением столба жидкости в подъемных трубах при этом объем свободного газа вследствие его сжатия и частичного растворения в нефти сокращается.
При ходе плунжера вверх пространство цилиндра изолируется от полости подъемных труб нагнетательным клапаном, в результате чего давление в нем снижается и становится равным гидростатическому напору столба жидкости, находящегося за трубами над насосом.
В начальный момент подъема плунжера газ, находящийся во вредном пространстве,
расширяется и, занимая часть объема цилиндра, уменьшает его наполнение жидкостью,
которая начинает поступать в насос несколько позже, после открытия приемного клапана.
Коэффициент наполнения в зависимости от количества газа, поступающего в насос, и объема вредного пространства можно выразить формулой 1
b
, (5)
где R = V
г
/V
н
— объемное соотношение газа и нефти, постоянно поступающих в насос при давлении погружения К=V
вр
/V
s
— отношение объема вредного пространства насоса к объему цилиндра при верхнем положении плунжера.
Из уравнения (5) следует, что коэффициент наполнения тем больше, чем меньше К=
V
вр
/V
s
, те. чем меньше объем вредного пространства и чем больше длина хода плунжера;
коэффициент наполнения насоса тем больше, чем меньше объем поступающего насос газа.
Это значит, что с вредным влиянием газа можно бороться) уменьшая объем вредного пространства, что достигается обычно установкой нагнетательного клапана в нижней части плунжера) увеличивая длину хода плунжера) увеличивая глубину погружения насоса ниже динамического уровня жидкости при этом увеличивается давление на приеме насоса и уменьшается объем газа,
поступающего в насос) устанавливая на приеме насоса специальные приспособления (газовые якори) для частичного отвода газа от насосав межтрубное пространство.
Из общей теории работы штангового насоса следует, что коэффициент наполнения зависит от газового фактора в условиях приема насоса и доли вредного пространства по отношению к объему, описанному плунжером. Величина ж в свою очередь зависит от газового фактора Го, растворимости газа в нефти α, давления на приеме насоса Р
пр
,
коэффициента сепарации m и обводненности продукции n. Такие величины, как обводненность, газовый фактор, растворимость газа, температура на приеме насоса,
являются природными факторами и не поддаются изменению. Другие факторы, такие как давление на приеме, коэффициент сепарации и коэффициент вредного пространства, можно изменять. Уменьшение вредного пространства и газового фактора на приеме насоса увеличивает коэффициент его наполнения. Уменьшение вредного пространства достигается применением насоса, имеющего на нижнем конце плунжера дополнительный нагнетательный клапан. Из этого следует, что применение насосов НГН-1 со штоком неэффективно в скважинах с большим газосодержанием на приеме. Существенное уменьшение вредного пространства достигается правильной посадкой плунжера в цилиндре насоса, те. такой посадкой, при которой плунжер и его нижний нагнетательный клапан при крайнем нижнем положении головки балансира приближается к всасывающему клапану на минимально возможное расстояние.
Рис. 22- Принципиальная схема обычного однокорпусного газового якоря
Увеличение хода при одновременном уменьшении диаметра насоса также уменьшает относительную долю объема вредного пространства.
При увеличении давления на приеме насоса Р
пр
, что достигается увеличением глубины погружения насоса под динамический уровень, уменьшается газосодержание на приеме, т. е.
величина ж, как за счет дополнительного растворения газа в нефти, таки за счет сжатия газа, оставшегося в свободном состоянии. При погружении насоса на глубину, где давление равно давлению насыщения, вредное влияние газа вообще прекращается, так как свободного газа на этой глубине нет.
На наполнение насосав известной мере можно влиять, изменяя коэффициент сепарации газа m на приеме насоса, который зависит от условий всасывания газожидкостной смеси. С помощью особых устройств и приспособлений, называемых газовыми якорями,
удается увеличить долю газа, уходящего через межтрубное пространство, а следовательно,
уменьшить долю газа, поступающего в цилиндр насоса.
Работа газовых якорей основана на различных принципах, например, таких как отделение газовых пузырьков за счет их всплытия в потоке жидкости, направленном вниз,
использование принципа центрифугирования при завихрении потока, использование вибрации тарелок на пружинных подвесках и др.
В однокорпусном якоре (рис) ГЖС заходит в кольцевое пространство между корпусом якоря 1 и центральной трубой 2, верхний конец которой присоединяется к приемному клапану насоса 4. Направление потока изменяется, газовые пузырьки всплывают и уходят в межтрубное пространство. Жидкость, обедненная газом, поступает в центральную трубку через отверстия 5 и далее в цилиндр насоса. Газовый пузырек 3 увлекается вниз нисходящим потоком жидкости, скорость которого зависит от дебита скважины и площади сечения кольцевого пространства между корпусом 1 и трубкой 2, так что где Q - объемный секундный расход ГЖС в условиях приема насоса F - f - площадь сечения между корпусом и центральной трубкой газового якоря.
Рис. 23- Принципиальная схема двухкорпусного газового якоря
Скорость всплытия газового пузырька г согласно формуле Стокса зависит от диаметра пузырька d и, разности плотностей жидкости ж и газа г и вязкости жидкости μ, так что

67
m
×
r
- r
×
=
18 2
)
(
d г ж
г
(7)
Условие эффективной работы газового якоря - г > V
1
. В противном случае газовые пузырьки будут увлекаться потоком жидкости в насос. Если наг мы практически не можем воздействовать, то скоростью можно управлять. Ее можно уменьшить разделением потока на два или более параллельных потоков.
Это осуществляется в двух, трех- или четырехкорпусных якорях (рис. В каждую секцию якоря попадает только часть общего расхода. Это означает, что нисходящая скорость потока в корпусе якоря будет меньше Рис. 24- Газовый якорь зонтичного типа
Существуют методы расчета газовых якорей подобного типа (методика А. С.
Вирновского), однако эти методы не отличаются необходимой надежностью, так как размеры пузырьков всегда бывают разными, а скорость их всплытия, вследствие стесненности движения, сильно отличается от расчетной, определяемой формулой Стокса.
Примером удачной конструкции якоря может служить газовый якорь зонтичного типа
(рис.24). В этом случае межтрубное пространство перекрывается эластичным пакером Газожидкостная смесь поступает в кольцевой зазор между корпусом якоря 2 и всасывающей трубкой 3. Через отверстия в верхней части корпуса ГЖС попадает в межтрубное пространство, газ поднимается вверх, а внизу над эластичным пакером скапливается жидкость практически без газа. Эта жидкость по каналу 4 поступает на прием насоса.
Хорошая сепарация газа получается при спуске насосав зумпф скважины, который в этих условиях действует по принципу якоря-зонта.
Пескопроявление.
Другим фактором, осложняющим работу штанговых насосных установок, является присутствие в откачиваемой жидкости мелкого песка и иной абразивной взвеси. Песок,
попадая в насос, разрушает пригнанные поверхности деталей насоса, увеличивает утечки жидкости через клапаны и зазор между цилиндром и плунжером, а иногда вызывает заклинивание плунжера и обрывы штанг. Межремонтный период таких скважин составляет несколько недель, после чего необходимы извлечение подземного оборудования и замена насоса. Для борьбы с вредным влиянием песка применяются различные меры, например,
крепление призабойной зоны скважины различными смолами, образующими после их кристаллизации на забое прочную проницаемую пористую среду. Для тех же целей используют различные фильтры, а также приспособления, устанавливаемые перед приемным патрубком насоса, называемые песочными якорями. В песочном якоре (риса) жидкость
изменяет направление движения на 180°, песок отделяется и скапливается в специальном кармане в нижней части якоря. При заполнении кармана песком якорь извлекают на поверхность и очищают. Условием эффективной работы песочного якоря является существование в якоре скорости восходящего потока жидкости, меньшей скорости оседания частиц песка. По опытным данным эффективность обращенного якоря (рис, б) выше прямого, так как в нем благодаря насадке создается повышенная скорость потока с песком,
направленная вниз. В результате условия оседания песка улучшаются.
Наряду с песочными якорями для борьбы с вредным влиянием песка применяют различные фильтры, привинчиваемые к приемному клапану насоса. При сильном пескопроявлении и для предотвращения оседания песка на забое иногда применяют подлив жидкости в межтрубное пространство скважины. С этой целью часть откачиваемой из скважины жидкости сбрасывают в межтрубное пространство, насос спускают до забоя и таким образом создают повышенную скорость восходящего потока жидкости, при которой песок не оседает на забой и не образует песчаных пробок. Иногда стой же целью устанавливают на поверхности насос, от которого по трубопроводам подливают жидкость в несколько скважин, работа которых осложнена песком.
Рис.25- Принципиальная схема песочного якоря
Итак, основные мероприятия по предохранению насоса от вредного влияния песка следующие регулирование отбора жидкости из скважины в основном в сторону его ограничения применение насосов с плунжерами специальных типов (с канавками, «пескобрей») и установка скребков-завихрителей;
§ подлив нефти в затрубное пространство скважин с целью уменьшения концентрации песка в струе жидкости, проходящей через насос, и увеличения скорости движения этой струи применение трубчатых штанг.
Осложнения, вызванные отложением парафина, устраняют следующими методами. Периодической тепловой обработкой скважины, обычно закачкой пара в межтрубное пространство от передвижной паровой установки (ППУ) без остановки работы станка- качалки. Перегретый пари конденсирующаяся из него горячая вода прогревают НКТ,
парафиновые отложения расплавляются и потоком жидкости уносятся в нефтесборный коллектор. Закачкой в межтрубное пространство различных растворителей (керосин, солярка,
нестабильный бензин. Попадая через насос в трубы, растворитель омывает внутреннюю поверхность НКТ и смывает парафин

69 3. Прикреплением к колонне штанг пластинчатых скребков, на расстоянии друг от друга, равном ходу полированного штока. В этом случае штанги медленно вращаются (на заворот) с помощью специального механизма - штанговращателя, укрепляемого на канатной подвеске.
Наиболее распространен механический метод депарафинизации насосных труб. При этом методе на колонне штанг устанавливают скребки, которые срезают парафин со стенок труб в процессе возвратно-поступательного движения штанг.
На промыслах применяют в основном пластинчатые скребки, которые срезают парафин только боковыми кромками. Чтобы создать условия для нормальной работы таких скребков,
колонну штанг при каждом ходе вниз поворачивают на определенный угол.
Пластинчатые скребки (рис) изготовляют из мм листовой стали и крепят к штангам хомутиками, которые охватывают тело штанги и привариваются только к пластине скребка. Такой способ крепления обеспечивает неподвижность скребка ив тоже время не нарушает прочности штанг Рис. 26- Пластинчатый скребок — штанга 2 — пластина 3 — хомутик для крепления пластины к штанге. В настоящее время для предотвращения отложения парафина на внутренних стенках
НКТ в насосных (а также ив фонтанных и газлифтных) скважинах применяют остеклованные трубы, те. трубы, внутренняя поверхность которых покрыта слоем стекла толщиной около 1 мм. Это существенно снижает интенсивность запарафинивания труб.
Однако при разрушении стеклянной поверхности труб от ударов и особенно в искривленных скважинах их применение приводит к частым заклиниваниям плунжера стеклянной крошкой. Наиболее радикальным средством борьбы с парафином является извлечение из скважины штанги труби их пропарка и очистка на поверхности с помощью паровой передвижной установки.
Осложнения, вызванные отложением солей (главным образом гипса устраняются также различными методами, как, например- периодической закачкой в пласт растворов различных кислот- применением скважинных дозаторов, с помощью которых в поток ниже приема насосав малых количествах вводятся растворители солевых отложений или специальные реагенты- периодической промывкой скважины и насосного оборудования через межтрубное пространство растворителями. Борьба с этим явлением требует тщательного изучения химического состава солей и подбора соответствующих растворителей.
При работе насосных установок в наклонных скважинах наблюдается истирание насосных труби штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг.
Для уменьшения подобных осложнений применяются штанговращатели, а колонна штанг оборудуется специальными муфтами-вставками, снабженными роликами, которые могут перекатываться по внутренней поверхности труб, не допуская соприкосновения тела штанги или муфты с трубой.
При откачке нефтей с вязкостью, превышающей 0,5 Пас, сила трения штанг о жидкость при их ходе вниз и особенно при высоких давлениях на устье скважины может превысить собственный вес штанги привести к зависанию штанг приходе вниз, тек явлению, когда скорость опускания штанг в вязкой жидкости станет меньше скорости движения головки балансира. В таком случае неизбежны рывки и удары в канатной подвеске и возможны обрывы штанг. Кроме того, при откачке вязких жидкостей приходе плунжера
вверх возникают большие силы трения жидкости о внутренние стенки труб. Расчеты показывают, что эти силы соизмеримы с собственным весом штанг. В этих случаях традиционные методы расчета штанги нагрузок, действующих на них, дают заниженные напряжения, а расчет штанг надо вести не на начало хода вверх, как это обычно делается, а на момент, соответствующий середине хода вверх, когда инерционная сила обращается в нуль, а сила трения становится максимальной, так как в этот момент скорость движения штанг максимальна.
Утечки жидкости через насос Стечением времени рабочие поверхности плунжера,
цилиндра и клапанов насоса изнашиваются в результате чего увеличиваются зазоры между ними и возрастают утечки жидкости. Износ этих деталей особенно интенсивен в скважинах,
продукции которых содержат песок, а также при наличии в откачиваемой жидкости коррозионной пластовой воды и сернистых газов.
При работе насос испытывает давление в несколько мегапаскалей (кгс/см
2
),
создаваемое силой тяжести столба жидкости в подъемных трубах. При таком давлении объем жидкости, перетекающей через зазоры между плунжером и цилиндром насоса, может быть значительным. Эта жидкость, заполняя часть освобождаемого плунжером объема цилиндра, уменьшает степень его заполнения свежей жидкостью, поступающей из скважины.
Для предотвращения утечек жидкости через зазор между цилиндром и плунжером необходима тщательная пригонка плунжера к внутренней поверхности цилиндра насоса. Чем больше глубина скважины, тем более тщательной должна быть пригонка плунжера, так как с увеличением глубины скважины и соответственно глубины спуска насоса возрастает давление на плунжер, обусловливающее увеличение утечек жидкости. Однако очень сильное уменьшение зазора, те. тугая пригонка плунжера, не всегда приемлемо, потому что могут возникнуть сопротивления трению в цилиндре и это может привести к заклиниванию плунжера, выходу насоса из строя, а также к обрыву насосных штанг.
Динамометрия ШСНУ
Снятие диаграммы нагрузки на полированный шток в зависимости отхода называется динамометрией ШСНУ. Она осуществляется силоизмерительным регистрирующим прибором - динамометром.
Теоретическая динамограмма показана на рис. На нее наложена (показана пунктиром) типичная фактическая динамограмма исправного насоса, спущенного на небольшую глубину и работающего в условиях отсутствия газа.
Рис. 27- Теоретическая динамограмма (сплошная линия, совмещенная с фактической
(пунктирная линия, нормально работающей штанговой насосной установки при малых глубинах
Линия аб означает деформацию штанги труби отражает процесс воспринятия штангами нагрузки отвеса жидкости. Это происходит при перемещении штока на величину, начиная от нм. т.
Линия бв - полезный ход плунжера, вовремя которого статическая нагрузка на шток равна весу штанги жидкости.
Точка в соответствует верхней мертвой точке (в. м. т. Линия вга - ходу вниз, при котором также штанги и трубы деформируются, нов обратном порядке, так как нагнетательный клапан открывается, штанги теряют при этом нагрузку и сокращаются, а трубы (всасывающий клапан закрывается) приобретают ее и удлиняются.
Реальная динамограмма всегда отличается от теоретической. Превышение пунктира над линией бв означает появление дополнительных нагрузок, связанных с инерцией системы и трением, этим же объясняется снижение пунктирной линии по отношению к линии га приходе вниз. Изучение снятой динамограммы и ее сопоставление с теоретической позволяет выяснить ряд дефектов и неполадок в работе ШСНУ. Так, смещение точек б и г вправо означает пропуски в нагнетательной части насосав результате растягивания во времени процесса перехода нагрузки Р
ж с труб на штанги. пропуск в нагнетательной части приводит к заполнению объема цилиндра, высвобождаемого плунжером, перетекающей жидкостью и,
таким образом, создает на плунжер подпор снизу. Чем больше утечки в нагнетательной части, тем сильнее смещение точек б и г
вправо.
При пропуске в приемной части (всасывающий клапан) происходит обратное явление.
Точки б и г смещаются влево. Утечки жидкости в приемной части раньше времени снимают подпор плунжера снизу и штанги воспринимают вес жидкости быстрее.
На динамограмме отражается вредное влияние газа, попадающего в ШСН. В этом случае переход от точки в к линии аг происходит плавно, что означает сжатие газа в цилиндре под плунжером. Динамограммы позволяют выявить правильность посадки плунжера в цилиндре Рис. 28- Отражение дефектов работы штангового насоса на динамограмме.
а - пропуски в нагнетательной части, б
- пропуски во всасывающей части, в - влияние газа, г - низкая посадка плунжера, д - выход плунжера из цилиндра трубного насоса, е - удары плунжера о верхнюю ограничительную гайку вставного насоса
Появление короткого спада нагрузки вблизи нм. т, ниже Р
шт
, свидетельствует об ударе плунжера о всасывающий клапан. Резкое снижение нагрузки ниже Р = Р
ш
+ Р
ж вблизи в. м. т.
означает выход плунжера из цилиндра насоса (если насос невставной), а появление пика у в.
м. т. - удары плунжера об ограничительную гайку цилиндра в случае вставного насоса
(рис.28).
Подобная расшифровка динамограмм, однако, возможна в ограниченных случаях
(малые глубины, жесткие штанги, малые диаметры плунжера. При возникновении колебательных нагрузок, т. с. при динамическом режиме откачки φ = ωL/a > динамограмма искажается ив некоторых случаях при нормально работающем скважинном насосе может приобрести очень сложный вид. Это является результатом наложения на нормальную динамограмму нагрузок, вызванных колебательными процессами в штангах,
которые в свою очередь есть результат интерференции собственных упругих колебаний штанги вынужденных колебаний, вызванных работой станка-качалки
Динамометрирование ШСНУ дает важную информацию о работе установки в целом.
На автоматизированных промыслах оно осуществляется дистанционно из центрального диспетчерского пункта. С этой целью СК оборудуются специальными тензометрическими датчиками усилий и датчиками хода полированного штока.
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11

перейти в каталог файлов

Образовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей

Образовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей