Подпакерный газ
Cтраница 1
Подпакерный газ отводится по колонне газоотводных труб, в верхней части которых монтируется газоотводный клапан. Оборудование устья скважины аналогично оборудованию обычных глубиннонасосных скважин. Оба насоса приводятся в действие-при помощи колонны обычных или полых штанг. В последнем случае устье скважины оборудуется сальником для полых штанг. Удлинитель хода канатной подвески типа УХП монтируется на станке-качалке и состоит из механизма подъема, блока подвески, направляющего блока и блока управления. Приводом механизма подъема служит взрывобезопасный электродвигатель ВАО-32-4. К барабанам подвешен при помощи каната и направляющего блока блок подвески. При вращении барабанов канатная подвеска удлиняется или укорачивается, что обеспечивает спуск или подъем блока подвески вместе с подвешенной к нему колонной штанг при отключении или включении нагнетательного клапана верхнего насоса. [1]
Подпакерный газ отводится по кольцевому пространству между патрубком 10 и наружным рядом труб, продольным периферийным каналам распределительной муфты. Если смешение продукции обоих пластов недопустимо, кольцевое пространство для отвода подпакерного газа может быть использовано для транспортирования продукции нижнего пласта. Такая схема вполне осуществима при эксплуатации пластов с низким газовым фактором или же при увеличении погружения нижней секции под динамический уровень до такой степени, когда выделяющийся из нефти газ не оказывает значительного влияния на работу насоса нижней секции. Последняя схема наиболее полно отвечает требованиям раздельного отбора нефти штанговыми насосами. [2]
Для отвода подпакерного газа в скважину иногда опускается вторая колонна труб малого диаметра. При эксплуатации скважин двухпакерными установками продукция нижнего: пласта подается по обводной трубе в затрубное пространство над верхним пакером. Продукция верхнего пласта отбирается верхним насосом и подается на поверхность по колонне насосно-компрессорных труб. Отложения парафина удаляются скребками, устанавливаемыми на насосных штангах, а также промывкой горячей нефтью через клапан, устанавливаемый на колонне насоено-компрессор-ных труб. Для прекращения отбора продукции нижнего пласта над плунжером нижнего насоса иногда устанавливается специальный обратный клапан, срабатывающий при повышении давления на выкидной линии от нижнего насоса и при ходе вверх пропускающий жидкость через насос. [3]
 |
Схема оборудования скважины при раздельном отборе нефти из двух пластов сдвоенными гидропоршневыми насосами свободного типа. [4] |
Основными недостатками двух последних схем является невозможность отвода подпакерного газа и затруднительность проведения исследовательских работ. [5]
Газоотводное устройство 1ГОУ ( рис. 56), предназначенное для отвода подпакерного газа, применяют в установках УГР1 - В, УГРТ1 - В, УГР1 - Н и УГРТ1 - Н с отводом подпакерного газа. [6]
Недостатком установки является сложность проведения исследования работы нижнего пласта и отвода подпакерного газа. Первая проблема решается путем спуска под нижний насос глубинного манометра с длительным заводом. Вторая - в условиях значительного погружения нижнего насоса под динамический уровень и низких газовых факторах ( до 100 м3 / т) не оказывает существенного влияния на работу установки. При более высоких газовых факторах необходимо принимать меры к сепарации подпакерного-газа. [7]
Испытания позволили выявить [103], что при газовых факторах, превышающих 200 м3 / т, подпакерный газ оказывает существенное влияние на работу нижней секции установки, несмотря на имеющееся устройство для отвода газа. Для устранения этого явления и улучшения сепарации подпакерного газа объем кольцевого пространства между трубами внутреннего и наружного рядов должен быть максимально возможным. [8]
Применение описанных установок ограничено трудностями спуска двух параллельных рядов труб, герметизации устья, отсутствием выхода отсепарированного подпакерного газа при работе по схеме насос-фонтан и необходимостью его пропуска через насос, а также малыми габаритами обсадных колонн. Однако установки подобного типа обладают важным достоинством - наличием раздельных каналов для продукции обоих пластов. Это может иметь решающее значение при эксплуатации двух пластов, когда один из них дает сернистую нефть, которую, как правило, собирают, транспортируют и перерабатывают отдельно, без смешивания с обычными парафинистыми или масляными нефтями. [9]
Выпускаемая промышленностью Азербайджана более высокопроизводительная установка 1УГН - 168 предназначена для отбора беспарафинистых нефтей с высоким газовым фактором, В силу этого в конструкции предусмотрен отвод подпакерного газа через специальное газоотводное устройство. Это устройство, состоящее из труб диаметром 114 мм и спускаемое в скважину концентрично с основной колонной, затрудняет работы по спуску и подъему этой установки и ограничивает область ее применения по диаметру обсадных колонн шестью дюймами. [10]
Однако в условиях Арлана, где небольшое количество газа в нефти существенно не влияет на работу насоса, возможно применение установки 1УГН - 168 без отвода подпакерного газа, а следовательно, без спуска газоотводных труб. Это значительно упрощает работы по спуску оборудования и позволяет исследовать вопрос о возможности использования установок типа УГН в скважинах с 5 обсадной колонной. [11]
Газоотводное устройство 1ГОУ ( рис. 56), предназначенное для отвода подпакерного газа, применяют в установках УГР1 - В, УГРТ1 - В, УГР1 - Н и УГРТ1 - Н с отводом подпакерного газа. [12]
В связи с тем, что существующие схемы одновременно - раздельной эксплуатации предназначены для применяемых на промыслах конструкций скважин, возникают и следующие дополнительные требования: геометрические размеры каналов должны обеспечить отбор заданного количества жидкости и закачку установленного объема рабочего агента, основной узел оборудования раздельной эксплуатации - разобщающее устройство должно обеспечивать герметизацию пространства в обсаженных скважинах в интервале между фильтрами, необходимо предусмотреть меры, позволяющие промывать над - и подпакерную зоны для свободного извлечения разобщающего устройства из скважин, возможность отвода подпакерного газа в схемах, когда нижний пласт эксплуатируется насосной установкой. [13]
Полые штанги при этом оборудуются сливным клапаном, который срабатывает при поломке специальной пробки при помощи сбрасываемого в них ломика. Подпакерный газ отводится через продольные каналы в стволе пакера и в корпусе опоры верхнего насоса, межтрубное пространство между газоотводными трубами 5 и наружным рядом труб, газоотводный клапан 9 в затрубное про странство, где смешивается со свободным газом верхнего пласта. Исследование работы каждого пласта и насоса проводится следующим образом. Это осуществляется при опускании и поднимании колонны штанг за счет удлинителя хода канатной подвески на 350 - 400 мм. [14]
Испытания позволили выявить [103], что при газовых факторах, превышающих 200 м3 / т, подпакерный газ оказывает существенное влияние на работу нижней секции установки, несмотря на имеющееся устройство для отвода газа. Для устранения этого явления и улучшения сепарации подпакерного газа объем кольцевого пространства между трубами внутреннего и наружного рядов должен быть максимально возможным. [15]
Страницы: 1 2 3