Снижение - динамический уровень
Cтраница 3
На скважинах, которые будут эксплуатироваться глубинно-насосным способом, в насосно-компрессорных трубах на различных глубинах устанавливаются седла для глубинных насосов. Эти седла ( за исключением нижнего, расположенного вблизи башмака колонны) могут извлекаться по мере снижения динамического уровня в скважине, когда глубинный насос необходимо спускать несколько ниже. [31]
Постепенное повышение давления рабочей жидкости при неизменной температуре ее и нормальной ритмичной работе погружного агрегата обычно указывает на образование в скважине песчаной пробки. Постепенное увеличение размеров песчаной пробки и уменьшение ее проницаемости вызывают снижение динамического уровня жидкости в скважине, являющееся причиной увеличения нагрузки гидравлического двигателя. По мере снижения динамического уровня происходит также некоторое уменьшение подачи погружного насоса вследствие снижения коэффициента наполнения при уменьшении подпора. После снижения динамического уровня до приема насоса происходит резкое снижение подачи. [32]
В насосе имеется в больших количествах свободный газ. Чаще всего это происходит по причине несоответствия режима работы насоса с режимом поступления жидкости из пласта в скважину. В результате происходит снижение динамического уровня. При этом уменьшается давление на приеме насоса и начинается интенсивное разгазирование нефти. По мере накопления в насосе свободного газа происходит срыв подачи жидкости. Кроме того, срыв подачи насоса может быть следствием осыпания с поверхности кабеля механических примесей ( песка) и их осаждения над тарелкой обратного клапана. [33]
Предохранительный клапан поршвньково-эолотникового типа устанавливается над насосом и служит для защиты от повышенного давления и предотвращения перегрева и сгорания упругого ( резинового) покрытия обоймы насоса, т.к. для сохранения работоспособного состояния пары обойма-винт необходимо непрерывно отводить выделяемое яри работе насоса тепло. Данный процесс осуществляется проходящей по насосу жидкостью. Однако вследствие попадания на прием большого количества газа, либо из-за снижения динамического уровня в скважине могут произойти перерывы в подаче насоса, что приведет к возникновению полусухого сухого трения в паре обойма-винт, повышению температуры л, как следствие, выходу насоса из строя. [34]
Постепенное повышение давления рабочей жидкости при неизменной температуре ее и нормальной ритмичной работе погружного агрегата обычно указывает на образование в скважине песчаной пробки. Постепенное увеличение размеров песчаной пробки и уменьшение ее проницаемости вызывают снижение динамического уровня жидкости в скважине, являющееся причиной увеличения нагрузки гидравлического двигателя. По мере снижения динамического уровня происходит также некоторое уменьшение подачи погружного насоса вследствие снижения коэффициента наполнения при уменьшении подпора. После снижения динамического уровня до приема насоса происходит резкое снижение подачи. [35]
С учетом особенностей состава и распределения органических отложений в скважинах разработаны и испытаны на промыслах высокоэффективные технологии их удаления с использованием химических реагентов в сочетании с теплом. Показано, что в зависимости от состава отложений следует использовать композиции реагентов с различным соотношением парафиновых углеводородов и растворителей-диспергаторов асфальтенов. Теплоносители рекомендуется закачивать при повышении содержания высокомолекулярных парафинов в составе отложений определенной величины. При высоком содержании парафинов необходимо подогревать лишь верхнюю часть отложений на поверхности колонны труб, а при более низком - и средний интервал АСПО путем снижения динамического уровня жидкости в скважине. В случае отложений органических веществ в призабойной зоне скважин рекомендованы технологии с закачкой химических реагентов в определенные интервалы перфорации с тем, чтобы обеспечить удаление АСПО путем продолжительного выноса их потоком жидкости из пласта. [36]
Затем скважины осваивали компрессорным способом в течение 10 - 48 ч до получения безводной нефти. СШН на постоянном режиме и гидродинамических исследований ( замер дебита, снятие кривой восстановления уровня) скважины глушили пластовой водой с рв1 18 г / см аналогично глушению перед текущими ремонтами и повторной опрессовкои отсекающих устройств. При этом во всех скважинах отмечено снижение динамического уровня до отметки несколько ниже его отметки до глушения скважины. Затем при работающем насосе уровень постепенно повышается. Далее скважины эксплуатировались с прежними динамическим уровнем и дебитом. Скважины выходили на режим, предшествующий глушению, в среднем через 3 сут, т.е. почти на 30 сут раньше, чем при обычной конструкции забоя. [37]
 |
График зависимости дебита газлифтной скважины от расхода нагнетаемого газа. [38] |
Это приводит к изменению положения динамического уровня, а следовательно, погружения и рабочего давления у башмака лифта. В соответствии с этим изменяется рабочее давление на устье и в ГРП. После наступления нового установившегося режима работы скважины, что отмечается постоянством расхода газа, его давления и дебита скважины, на забой можно спустить манометр и замерить соответствующее данному дебиту забойное давление. Изменяя таким образом несколько раз режим работы скважины, можно получить данные об изменениях дебита, удельного расхода нагнетаемого газа, рабочего давления на устье и забойного давления. По этим данным строятся графики изменения показателей от расхода газа, по которым можно установить желаемый режим работы газлифтной скважины и, в частности, оптимальный режим. Такое исследование дает наиболее точную информацию об условиях работы скважины и, в частности, наиболее точную индикаторную линию. Однако спуск манометра - процесс трудоемкий. Поэтому часто ограничиваются измерением только рабочего давления, расхода газа, дебита и вычислением удельного расхода нагнетаемого газа при различных режимах работы скважины. Регулировку расхода газа Vr начинают с самых малых значений, при которых возможна работа скважины, и доводят ступенчато до самых больших расходов, при которых наблюдается снижение дебита. По полученным данным строят графики, показанные на рис. IX.24. Увеличение дебита соответствует понижению давления на забое рс, снижению динамического уровня и погружения, а следовательно, и рабочего давления у башмака НКТ ре и на устье рр. Однако кривая рр не является зеркальным отображением кривой Q, так как в характер зависимости рр вносятся некоторые изменения за счет веса столба газа и его трения в межтрубном пространстве, а также за счет изменения плотности столба газожидкостной смеси между забоем и башмаком труб. [39]
Страницы: 1 2 3