25.08.2019 г. Главная arrow Нефть arrow Машины и оборудование в нефтедобыче arrow Два способа борьбы с разгазированием жидкости
         
Главное меню
Главная
Новости
Блог
Ссылки
Ленты новостей
Карта сайта
Фото камней
Гостевая
Общая информация
о камнях
походы и сплавы
Кристаллография
Сейсмика
Учебные пособия
Классификации
ювелирная
Словарь Куликова
Популярно о камнях
Камень в природе
Мертвая природа
История камня
Технические
Диковинки
Люди и камни
Тяжелое серебро
Минералог-любитель
Легенды и мифы
Об алмазах
Камни-талисманы
Полезные ископаемые
Нефть
Геология
 
 
Краткие новости
Два способа борьбы с разгазированием жидкости Печать E-mail
Автор Administrator   
09.03.2010 г.

Добытчики нередко встречаются с проблемой частичного разгазирования скважинной продукции. Бывает, что часть газа, выделяющегося из добываемой жидкости, через штанговый насос попадает в колонну НКТ, а другая его часть скапливается в затрубном пространстве. Причем скопление газа может происходить настолько быстро, что за сутки давление в "затрубье" достигает 304 МПа. Такое большое количество газа влияет на динамический уровень жидкости и мешает стабильной работе глубинно0насосного оборудования.

Несколько лет назад в НГДУ "Лениногорскнефть" нашли два решения этого вопроса: во-первых, разработали совместно с московским заводом "Борец" конструкцию СОГ-1 – систему откачки газа из затрубного пространства. Устройство откачивает газ из межтрубного пространства до вакуума и подает его непосредственно в нефтепровод. Во-вторых, создали собственную полезную модель - скважинное клапанное устройство. Оно используется для перепуска газа из затрубного пространства в колонну насосно-компрессорных труб и также снижает давление в "межтрубье".
Рассмотрим оба способа подробнее. Систему откачки газа можно устанавливать на тех скважинах, где используется станок-качалка преимущественно типа UP9, UP-12, 7СК8, СК8, ПНШ60 и ПНШ80. Справедливости ради надо заметить, что именно они и составляют основную часть парка скважин, используемого "Лениногорскнефтью".
Система состоит из цилиндропоршневой установки, блока приема и выкида попутного газа, фильтра грубой очистки, фильтра-влагоотделителя и предохранительного клапана. Цилиндропоршневая установка крепится к основанию и к балансиру станка-качалки через нижнюю и верхнюю опоры соответственно. Принцип работы СОГ-1 таков: во время всасывания газ через фильтр грубой очистки, фильтр-влагоотделитель и всасывающие клапаны из затрубного пространства нефтедобывающей скважины попадает в рабочую полость цилиндропоршневой установки. После сжатия в цилиндре газ через нагнетательные клапаны выталкивается в выкидную линию. И дальше он уже по линии нефтесбора уходит на приемные пункты. Контроль над степенью загрязнения фильтров осуществляется путем сравнения показаний двух манометров. Контроль над давлениями газа на выходе в СОГ-1 осуществляется по электроконтактному манометру, который при падении избыточного давления ниже 0,05 МПа подает сигнал на отключение электродвигателя станка-качалки.
Использование СОГ-1 позволяет стабилизировать приток жидкости на прием штангового насоса, увеличить коэффициент подачи ШН, увеличить межремонтный период работы глубинного скважинного оборудования, уменьшить время на обслуживание оператором по добыче нефти. Учитывается при этом и его экологическая польза: исчезает необходимость сбрасывать попутный нефтяной газ в атмосферу при текущем ремонте. Эксплуатация СОГ-1 показала свои преимущества перед устройствами по откачке газа (УОГ), которые еще ранее были опробованы на скважинах "Лениногорскнефти". Это возможность работать на холостом ходу, высокое качество обработки цилиндра и усовершенствованный сальниковый узел. Непосредственная эксплуатация новой установки на площадях НГДУ началась с апреля 2003 года. Все это время специалисты НГДУ тщательно наблюдают за тем, как ведет себя новый компрессор. За этот период выявлено несколько причин отказов: отворот гайки крепления поршня к штоку, закоксовка колец на поршне, замерзание клапанов, когда вынуждены останавливать станок качалку для проведения исследования скважины и при длительной остановке в ожидании ПРС.
В настоящее время в работе находятся три компрессора. Расчет экономической эффективности показал, что срок окупаемости составляет 1 год, при этом индекс доходности 2,07. Второе решение – скважинное клапанное устройство также помогает решить проблему влияния газа на работу скважинного насосного оборудования. Оно состоит из патрубка с радиальным отверстием. На патрубке посредством сварки закреплен полый корпус клапана, в полость которого ввернуто седло с осевым отверстием. В седле клапанаустановлен шарик с пружиной. При спуске насосного оборудования в скважину клапанное устройство устанавливается между второй и третьей НКТ от устья. Клапан открывается при перепаде давления между НКТ и затрубным пространством, равным 3-4 атм.
Работает устройство следующим образом. При повышении давления в межтрубном пространстве скважины, то есть когда давление газа в затрубье скважины превышает давление в колонне НКТ на 3-4 атм., пружина сжимается, шарик открывает отверстие, через которое начинает поступать газ, стравливая тем самым давление в затрубном пространстве скважины. При снижении давления в "затрубье" и достижении перепада между давлениями в НКТ и в затрубном пространстве менее 3-4 атмосфер, клапан закрывается.
Скважинное клапанное устройство прошло испытание опрессовкой на 50 атм. Благодаря этому, в скважинных условиях есть возможность проводить диагностику ГНО.
Специалисты ТТДН провели анализ фонда скважин в НГДУ "Лениногорскнефть". И выяснили, что скважины, эксплуатирующие девонские горизонты, имеют большой газовый фактор и большой перепад между затрубным и буферным давлениями. А именно это условие необходимо для того, чтобы применение скважинных клапанных устройств было оправдано. В НГДУ 82 скважины имеют разницу затрубного и буферного давлений от 5 до 10 атмосфер и 43 скважины - более 10 атмосфер. Таким образом, перспективными для внедрения СКУ признаны 125 скважин. Это, по словам специалистов, позволит предотвратить ремонты скважин по причине низкого динамического уровня, которые производились 41 раз за последние полтора года. В настоящее время в эксплуатации находятся 39 клапанов, из них на ШГН - 33, ЭЦН – 4 штуки и на ЭВН - 2. Специалисты ТТДН вновь провели анализ, на сей раз работы клапанов на скважинах, которые позволили проследить эффект от их использования. Как выяснилось, практически по всем скважинам произошло повышение динамического уровня, снижение затрубного давления, по некоторым из них – дополнительная добыча нефти за счет увеличения параметров или повышения коэффициента подачи насоса (предотвращение влияния газа).
По словам разработчиков устройства, надежность его работы обеспечивается использованием деталей клапана (пружины и шарика), не подверженных коррозии. Экономический расчет показал, что на изготовление одного клапана требуется около 460 рублей, тогда как прибыль от реализации дополнительно добытой нефти за вычетом налогов составляет около 308 тыс. руб./год. Специалисты также сравнили между собой два устройства – СОГ-1 и скважинное клапанное устройство и отметили их преимущества и недостатки.
Так, оказалось, использование СОГ-1 отличается дороговизной, незащищенностью от внешнего воздействия, сложностью и громоздкостью конструкции, необходимостью ежедневного контроля за работой, т.к. существует вероятность остановок скважины устройством, зато дает возможность обвязки группы скважин одним компрессором, визуально контролировать работу и полностью откачивать газ из затрубного пространства.
Скважинное клапанное устройство в свою очередь, отличается тем, что стравливание газа при давлении в затрубном пространстве ниже буферного здесь невозможно. Преимуществами СКУ являются легкость установки при ПРС, надежность работы, отсутствие затрат на обслуживание, стойкость к перепадам температур и дешевизна, что особенно актуально в текущих условиях. На скважинное клапанное устройство получен патент РФ.
Оба устройства, как видно, эффективны в решении одной поставленной перед ними задачи, борются с разгазированием скважинной продукции и увеличивают отбор нефти, но условия применения их различны. Надо сказать, что оба они будут совершенствоваться и дальше, а какие результаты будут при этом достигнуты, мы расскажем позже.
Гульназ ЯМИНОВА

 

Добавить комментарий

:D:lol::-);-)8):-|:-*:oops::sad::cry::o:-?:-x:eek::zzz:P:roll::sigh:
Жирный Цитата


« Пред.   След. »
 
   
         
 
Design by Камни
Rambler's Top100