Эксплуатация скважин в осложненных условиях


эксплуатация скважин в осложненных условиях. » Мы с АГНИ

Полный текст и рисунки здесь: Полная версия

При работе штанговых насосных установок часто встречается особые условия осложняющие работу этих установок. К ним следует отнести : большое газосодержание на принме насоса; большое содержание песка в откачиваемой жидкости; отложение парафина в НКТ и на насосных штангах и менеральных солей в узлах насоса и НКТ; сильное искривление скважин. Очень часто эти осложняющие условия совместно действуют и тогда возникает необходимость борьбы с одновременно осложняющими факторами.

Чаще всего возникают осложнения вследствие влияние газа на работу насоса, уменьшающего коэффициент наполнения цилиндра. Умен-ие вредного простр-ва достиг-ся правильной посадкой плун-ра в цил-ре насоса. Др.фактором, осложн-м работу штанг-х нас-х устан-к, явл-ся присут-ие в откачив-ой жид-ти мелкого песка и иной абраз-ой смеси. Песок, попадая в насос, разруш-т повер-ти дет-ей насоса, увел-т утечки ж-ти ч/з клапаны и зазор, иногда вызыват заклинив-ие плун-ра и обрыв штанг. Д/борьбы прим-ся крепление ПЗС смолами, фильтры, песочные якори.

Осложнение, вызванные отложением парафина, устраняют различными методами.

  1. Периодической тепловой обработкой скважины, обычно закачкой пара в межтрубное пространство от ППУ.
  2. Закачкой растворителей( керосин, солярка, нестабильный бензин)
  3. Скребки
  4. Стеклянные трубы( снижает отложение парафина)
  5. Извлечение штанг и труб и их пропарка.

Осложнение в связи с солеотложением, борьба:

1 Периодически закачка в пласт растворов различных кислот

2 Применением различных дозаторов

3 Промывка СКВ и насосного оборудования различными реагентами

Ключевые слова -

mysagni.ru

Эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях

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 и в НКТ, сильное искривление скважин; высокопарафинистые высоковязкие нефти.

Очень часто эти осложняющие условия действуют совместно и тогда возникает необходимость борьбы одновременно с несколькими осложняющими факторами.

Чаще всего возникают осложнения вследствие влияния газа на работу насоса, уменьшающего коэффициент наполнения цилиндра.

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 Rж в свою очередь зависит от газового фактора Го, растворимости газа в нефти α, давления на приеме насоса Рпр, 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 вредною 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, т. е. такой посадкой, при которой плунжер и его нижний нагнетательный клапан при крайнем нижнем положении головки балансира приближается к всасы-

Рис. 10.15. Принципиальная схема обычного однокорпусного газового якоря

вающему клапану на минимально возможное расстояние. Увеличение хода при одновременном уменьшении диаметра насоса также уменьшает относительную долю объема вредного пространства.

При увеличении давления на приеме насоса Рпр, что достигается увеличением глубины погружения насоса под динамический уровень, уменьшается газосодержание на приеме, т. е. величина Rж, как за счет дополнительного растворения газа в нефти, так и 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 насоса в 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. 10.15) 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. 10.16. Принципиальная схема двухкорпусного газового якоря

Рис. 10.17. Газовый якорь «зонтичного» типа

Скорость всплытия газового пузырька Vг согласно формуле Стокса зависит от диаметра пузырька d и, разности плотностей жидкости ρж и газа ρг и вязкости жидкости μ, так что

Условие эффективной работы газового якоря - Vг > V1. В противном случае газовые пузырьки будут увлекаться потоком жидкости в насос. Если на Vг мы практически не можем воздействовать, то скоростью V1 можно управлять. Ее можно уменьшить разделением потока Q на два или более параллельных потоков. Это осуществляется в двух-, трех- или четырехкорпусных якорях (рис. 10.16). В каждую секцию якоря попадает только часть общего расхода. Это означает, что нисходящая скорость потока V1 в корпусе якоря будет меньше.

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. 10.17). В этом случае межтрубное пространство перекрывается эластичным пакером 1. 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 скаплива-

Рис 10.18. Принципиальная схема песочного якоря

ется жидкость практически без газа. Эта жидкость по каналу 4 поступает на прием насоса. Хорошая сепарация газа получается при спуске насоса в зумпф скважины, который в этих условиях действует по принципу якоря-зонта.

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. Такие явления наблюдались в неглубоких скважинах нефтяных районов южной Туркмении и Северного Кавказа. 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 (рис. 10.18, а) 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. 10.18, 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 с той же целью устанавливают на поверхности насос, от которого по трубопроводам подливают жидкость в несколько скважин, работа которых осложнена песком. Осложнения, вызванные отложением парафина, устраняют различными методами.

1. Периодической тепловой обработкой скважины, обычно закачкой пара в межтрубное пространство от передвижной паровой установки (ППУ) без остановки работы станка-качалки. Перегретый пар и конденсирующаяся из него горячая вода прогревают НКТ, парафиновые отложения расплавляются и потоком жидкости уносятся в нефтесборный коллектор.

2. Закачкой в межтрубное пространство различных растворителей (керосин, солярка, нестабильный бензин). Попадая через насос в трубы, растворитель омывает внутреннюю поверхность НКТ и смывает парафин.

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.

4. В настоящее время для предотвращения отложения парафина на внутренних стенках НКТ в насосных (а также и в фонтанных и газлифтных) скважинах применяют остеклованные трубы, т. е. 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.

5. Наиболее радикальным средством борьбы с парафином является извлечение из скважины штанг и труб и 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 насоса в 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 труб и 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 Па-с, сила трения штанг о жидкость при их ходе вниз и особенно при высоких давлениях на устье скважины может превысить собственный вес штанг и привести к «зависанию» штанг при ходе вниз, т. е. к 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 при ходе плунжера вверх возникают больши'е силы трения жидкости о внутренние стенки труб. Расчеты показывают, что эти силы соизмеримы с собственным весом штанг. В этих случаях традиционные методы расчета штанг и 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.

11. эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

studopedia.ru

Особнности эксплуатации скважин с осложненными условиями

Проблема АСПО существует при эксплуатации терригенных отложений верхнего девона. Пластовая температура для девонских отложений месторождений РТ колеблется в пределах от 29 до 34С. Глубине начала отложений парафина на поздней стадии разработки соответствует, диапазон температуры 26…30С и давления 6…9 МПа. Увеличение обводненности добываемой продукции обуславливает повышение содержания смол и асфальтенов в составе отложений, при этом происходит ослабление эффекта самоочистки скважин (срыва отложений потоком продукции), и, в конечном счете, обостряется проблема парафинизации. При пониженных забойных давлениях отмечается появление АСПО не только в НКТ, но и в насосном оборудовании.

Наиболее часто АСПО образуются в скважинах, имеющих дебиты менее 20 м3/сут. Причем, среди осложненных преобладают скважины, имеющие дебит по жидкости до 5 м3/сут.

К мерам по предотвращению образования АСПО в скважинном оборудовании относятся: подбор и установление режима откачки, обеспечивающего оптимальную степень дисперсности водонефтяного потока, применение скважинных насосов с увеличенным проходным сечением клапанов, уменьшение динамического уровня в скважине, увеличение глубины погружения насоса, применение дозируемой подачи на прием скважинного насоса химических реагентов, подбираемых с учетом состава АСПО, свойств продукции и режимов эксплуатации скважины. Типы забойных дозаторов, их техническая характеристика и ограничения области применения приведены в разделе 2.8.4 настоящего стандарта. При решении вопроса о целесообразности применения метода предотвращения АСПО с использованием подачи химических реагентов забойными дозаторами необходимо учитывать следующие обстоятельства. Химические реагенты, как правило дороги и тенденции к снижению их стоимости не наблюдается. Как показала практика, метод технологически эффективен только при применении новых НКТ. Существующие способы очистки бывших в употреблении НКТ не обеспечивают требуемой степени очистки поверхности труб. Если в составе колонны оказываются трубы, бывшие в употреблении, применение забойных дозаторов не обеспечивает защиты от АСПО и оказывается чисто затратным делом.

Предотвращению отложений парафина и асфальто-смоло-парафиновых веществ в скважинном оборудовании может способствовать повышение температуры продукции скважины в результате ее подогрева перед насосом, например скважинным стационарным электронагревателем. Однако, в связи с высокой стоимостью нагревателей и кабеля, а также и с учетом того обстоятельства, что в результате потерь тепла в окружающую среду зона повышенной в результате подогрева температуры продукции скважины распространяется не более, чем на 300 м по длине НКТ -применение метода требует тщательной экономической оценки с учетом конкретных условий.

В ряде случаев эффективно увеличение глубины погружения насоса (увеличение глубины погружения насоса на 100 м увеличивает температуру на приеме насоса на 3…4С), однако при этом несколько увеличивается нагрузка на головку балансира за счет дополнительного веса штанг.

При выборе способа удаления АСПО необходимо иметь в виду следующее. Универсального способа пригодного для всех условий до настоящего времени не найдено. Инженерно-технологическая служба НГДУ должна планировать и осуществлять мероприятия направленные на предотвращение и ликвидацию АСПО с учетом конкретных геолого-физических условий, свойств продукции скважины, состава АСПО, особенностей данной стадии разработки месторождения, наличия тех или иных технических средств, химических реагентов и т.д. Интегральными критериями при выборе метода являются экономические критерии, в частности годовые затраты при использовании данного метода в расчете на скважину. Несмотря на отмеченную необходимость индивидуального подхода к конкретным скважинам, все же некоторые обобщенные рекомендации исходя из накопленного опыта могут быть сделаны.

Все применяемые методы борьбы с АСПО могут быть сведены в следующие группы методов:

механические (применение скребков, установленных на штангах);

химические (промывки растворителями, применение ингибиторов);

физические (тепловые, применение магнитов);

применение защитных покрытий (стеклянные, полимерные покрытия);

- комбинированные (сочетание методов из перечисленных групп).

Наклонно- направленные и горизонтальные скважины

Силы трения в плунжерной паре изогнутого насоса

В наклонно-направленных и горизонтальных скважинах присутствуют различные участки -- вертикальные, криволинейные, наклонные. Характер пространственного профиля скважины влияет на работу скважинного насоса. При размещении насоса на криволинейном участке ствола может иметь место изгиб насоса. В изогнутых насосах возникают дополнительные силы сопротивления движению плунжера, которые определяются следующим выражением

, (1)

где: fп - коэффициент трения (значения колеблются в пределах 0,01…0,05);

R - радиус искривления оси цилиндра насоса;

- зазор между плунжером и цилиндром насоса;

IE - разность жесткостей цилиндра и плунжера насоса

Сумма сил сопротивления движению плунжера в цилиндре изогнутого скважинного насоса может быть определена следующим образом:

, (2)

где D - диаметр плунжера.

Из формулы следует, что при прочих равных условиях на значение возникающих сил трения в плунжерной паре изогнутого насоса большое влияние оказывает разница жесткостей цилиндра и плунжера. С другой стороны, известно, что при одинаковых диаметральных размерах плунжера жесткость цилиндра трубного насоса всегда выше жесткости вставного. Действительно рост сил трения в плунжерной паре с изменением угла изгиба трубного насоса происходит более интенсивно, чем в насосах вставного исполнения.

Таким образом в искривленных и наклонно направленных скважинах при необходимости расположения насоса на криволинейном участке с точки зрения снижения дополнительных сил трения в насосе предпочтительнее применение насоса вставного типа.

vuzlit.ru

Эксплуатация скважин в осложненных условиях

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

HTML-версии работы пока нет.Cкачать архив работы можно перейдя по ссылке, которая находятся ниже.

  • Оценка технологической и экономической эффективности основных способов эксплуатации скважин с использованием различных типов насосов. Особенности добычи нефти с применением штанговой глубинно-насосной установки, ее конструкция и выбор варианта компоновки.презентация [763,1 K], добавлен 04.12.2013

  • Особенности работы тандемной установки погружных электрических центробежных насосов в скважинах со сложным пространственным профилем ствола и составом продукции. Повышение технологической эффективности ее эксплуатации. Расчет параметров струйного насоса.курсовая работа [591,3 K], добавлен 12.03.2015

  • Рассмотрение схемы и принципов действия гидравлической поршневой насосной установки. Анализ спуска и подъема погружного агрегата. Расчет оборудования при фонтанной эксплуатации скважин. Определение глубины спуска, давления в скважине, диаметра штуцера.курсовая работа [631,3 K], добавлен 22.04.2015

  • Характеристика оборудования при эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов, его наземный состав. Устройство, расчет и подбор погружного центробежного насоса. Техника безопасности и охрана окружающей среды в процессе бурения скважины.курсовая работа [78,9 K], добавлен 27.09.2013

  • Процесс добычи нефти и природного газа. Эксплуатация скважин с помощью штанговых глубинно-насосных установок. Исследование процесса эксплуатации скважин Талаканского месторождения. Анализ основных осложнений, способы их предупреждения и ликвидация.курсовая работа [2,2 M], добавлен 11.06.2014

  • Батырбайское месторождение нефти и газа. Краткие сведения из истории геологического изучения района. Гидродинамические и термодинамические методы исследования скважин и пластов. Эксплуатация скважин штанговыми насосами. Условия приема на работу.отчет по практике [500,8 K], добавлен 08.08.2012

  • Выбор способов добычи нефти. Схема оборудования фонтанной скважины. Газлифтный и насосные способы добычи нефти. Устройство скважинной струйной насосной установки. Критерии оценки технологической и экономической эффективности способов эксплуатации.презентация [1,9 M], добавлен 03.09.2015

  • Характеристика продуктивных горизонтов и состояние разработки месторождений. Распределение добывающего фонда скважин по способам эксплуатации. Анализ фонда скважин. Распределение причин выхода из строя штанговых насосов по виновным организациям.дипломная работа [5,7 M], добавлен 17.06.2012

  • Описание Хохряковского месторождения. Физико-химические свойства нефти газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Характеристика добывающего фонда скважин и базовые показатели эксплуатации. Расчет и подбор оборудования УЭЦН к скважине.курсовая работа [663,7 K], добавлен 08.12.2015

  • Павловское месторождение нефти и газа. Стратиграфия и нефтегазоносность. Тектоническое районирование Пермского края. Физико-химические свойства газа и воды. Осложнения при эксплуатации газовых скважин. Причины гидратообразования, методы предупреждения.курсовая работа [3,5 M], добавлен 21.03.2015

knowledge.allbest.ru


Смотрите также