Cтраница 3
Глубина спуска насоса в скважину и давление на ввкиде насоса легко определяется с помощью кривых распределения давления вдоль ствола скважина и по НКГ. Пусть в результате расчетов параметров гааожидкостной смеси при различных термодинамических условиях и потерь давления при подъеме продукции по стволу скважины ( согласно гл. А до т В, лежачей на линии изменения давления вдоль НКТ в определенном масштабе, позволяет определить давление на ввкиде насоса Р и перепад давления & РН, который должен сообщить потоку насос, чтобы скважина работала с заданными дебитом, забойныц давлением и давлением на устье скважины. Кривее на рис. 1 могут быть дополнены кривыми распределения температуры по обсадной колонне и НКТ, свободного гаэосодержания, объемного коэффициента и других параметров, получаемых в результате расчетов согласно гл. [31]
Наиболее решающими подобные зависимости являются при расчетах потерь давления в нефтяных скважинах, где движение извлекаемого флюида к поверхности сопровождается выделением растворенного газа. При использовании газ-лифтного способа подъема продукции в потоке нефти присутствуют большие объемы газовой фазы вследствие искусственного ввода газа для уменьшения гравитационного напора в вышележащем столбе смеси в скважину через клапан, расположенный на определенной глубине. [32]
Недостатком метода является возможность больших погрешностей при расчете КРД. Объясняется это не столько субъективным выбором величины одного из граничных давлений, сколько несоответствием в характере изменения с глубиной кривых распределения давления и температуры. По мере выделения газа при подъеме продукции в НКТ темп уменьшения давления замедляется, в то время как градиент уменьшения температуры растет. [33]
Первый способ, как правило, на практике применяется мало. Наиболее практичен и эффективен переход на периодический подъем продукции. [34]
Продуктивные коллекторы Центрального массива Мурапталовского месторождения являются нефтегазоносными и представляют собой поровые и кавернозно-поровые породы рифогенного происхождения. После выработки газовых запасов залежи в ее нижней части осталась нефтяная оторочка высотой 30 м, объектом внимания которая и является. Также известно, что существующая технология механизированной добычи нефти не позволяет подъем продукции на поверхность ввиду больших глубин залегания оторочки. Поэтому было задумано, что в случае успешного исхода использования нагнетателей жидкости появилась бы новая область их применения. [35]
В продессе эксплуатации нефтяного месторождения в результате истощения естественной пластовой энергии может наступить момент, когда фонтанирование скважины прекратится. Это является следствием того, что пластовой энергии уже не хватает для преодоления массы столба жидкости от забоя до устья. В этом случае, как было показано вьше, для выполнения равенства левой и правой частей уравнения энергетического баланса [ см. уравнение (4.1) ], необходимо подавать дополнительную энергию WK На практике это означает, что для подъема продукции с забоя скважины на дневную поверхность к башмаку спущенной в скважину колонны эксплуатационных труб нужно подавать сжатый газ, который вводится в поток жидкости, поступающей из пласта. [36]
Многие нефтедобывающие предприятия имеют в своем фонде простаивающие скважины, как правило, малодебитные. Часть таких скважин необустроена, т.е. к им не подведена электроэнергия, отсутствует трубопроводная система сбора продукции, не влено наТное оборудование. Это могут быть разведочные скважины, скважины, вьГеГие из эксплуатационного бурения, обустройство которых задерживается из-за н тка средств. Временная эксплуатация таких скважин, как показывают выполняемые в РНТЦ ВНИИнефть исследования, может вестись с помощью передвижных подъемников со сбором продукции в емкость, которая может транспортироваться самим подъемником. В канаве т г дъемника используется агрегат для свабирования скважин или каротажный полдник При отсутствии в скважине НКТ подъем продукции осуществляется по ОТТационной колшне специальной желонкой. Новизна предлагаемого способа чаГся в том, что найдены технические решения, обеспечивающие эксплуатацию скважины желонкой при герметичном устье и позволяющие вести откачку из скважины не только в емкость, но и в закрытую систему сбора, находящуюся под избыточньш давлением. Выбранные для такой эксплуатации скважины оборудуются специальной устьевой арматурой и желонкой, которая постоянно находится в скважине и в режиме ожидания подвешена под устьевой арматурой. Передвижной подъемник поочередно объезжает оборудованные таким образом скважины, осуществляя периодическую откачку продукции. По производительности предлагаемый способ при эксплуатации неглубоких малодебитных скважин не уступает штанговому глубиннонасосному. В РНТЦ ВНИИнефть разработан комплекс оборудования для эксплуатации неглубоких малодебитных скважин желонкой при герметичном устье, изготовлен опьг Гобразец проведено его промысловое опробование в ОЭНГДУ Татнефтебитум, на Мордово-Кармалъском месторождении природных битумов. В 1998 г. планируется проведение приемочных испытаний оборудования и разработка инструкции по применению технологии. Способ не требует затрат на обустройство скважин, приобретение НКТ, штанг, насосов, станков-качалок и может в короткие сроки обеспечить дополнительную добычу нефти за счет быстрого вовлечения в эксплуатацию простаивающих необустроенных скважин. Широкий диапазон регулирования производительности, простота и мобильность технических средств реализациГспособа определяют его перспективность при освоении, опробовании и пробной эксплуатации скважин. [37]
При эксплуатации скважин с высоковязкой продукцией возникают осложнения, связанные с зависанием штанг, повышенной частотой обрывов штанг в наклонно-направленных скважинах. Велики удельные затраты электроэнергии на подъем тонны продукции, особенно в малодебитных скважинах. Испытания показали, что применение цепных приводов позволяет получить экономию электроэнергии в среднем 8 - ЮкВт-час в сутки на одну скважину. Промысловые испытания способа подъема высоковязкой продукции из скважин с применением этого привода проведены в ОЭНГДУ Татнефтебитум на скв. Для сравнения были замерены аналогичные параметры работы установок с приводом от станков-качалок ПНШ-60 с низкооборотными электродвигателями ( 9 кВт, 500 об / мин. Проведенные исследования и опытные промысловые работы подтвердили, что применение цепных приводов для добычи высоковязкой нефти позволяет существенно сократить энергетические затраты на подъем продукции ( в конкретном случае при глубине подвески насосов НН2Б - 44 1026 - 1078 м, дебите 3 2 - 3 8т / сут. [38]
Различают два типа плунжеров: металлические и из мягкого материала. В последнем случае применяют резиновые или пластмассовые манжеты. Металлические плунжеры изготавливают из легированной стали, которая по составу должна быть совместима с металлом, из которой изготовлен цилиндр, и должна иметь соответствующую прочность и износоустойчивость. Наружная поверхность плунжера упрочняется или хромируется. Большинство плунжеров изготавливается из одной заготовки. Некоторые сорта легированных сталей имеют низкую прочность, что вынуждает изготавливать составные плунжеры из нескольких заготовок, чтобы выдержать большие нагрузки. На рис. 4.1 - 30 показан 0-образный кольцевой плунжер типа Нилсэн. Плунжер - ы могут быть гладкие или желобчатые. Последние имеют то преимущество, что при подъеме продукции, содержащей песок, песчинки скапливаются в желобах, и поэтому уменьшается степень износа насоса. Если, с другой стороны, - плунжер при движении выходит из цилиндра, скопившиеся в желобах механические примеси могут засорять цилиндр. Поэтому вопрос о преимуществе желобчатых плунжеров спорный. [39]