Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 [ 72 ] 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121

циклов. Заканчивание скважины по такой схеме имеет сходство со схемой, представленной на рис. 2.4-48. Поверхностное оборудование показано на рис. 2.4-49. Если требуется, нагнетаемый газ направляется в затрубное пространство по линии / через открытый клапан 2. Задвижки 5 и 5 закрыты; задвижки 11, 4, 6 и 7, а также игольчатый вентиль штуцера 5 открыты. Открытие и закрытие управляемого клапана 9

шштттт

Рис. 2.4-49. Поверхностное оборудование установки плунжерного лифта, регулируемого контроллером времени циклов

Рис. 2.4-50. Плунжер с эластичным уплотнением конструкции Нэшэнл

контролируется пилотным устройством 10. На практике широко распространены два вида контроля: 1) открытие клапана инициируется часовым механизмом; 2) открытие клапана инициируется подъемом давления в обсадной колонне. Закрытие клапана в обоих случаях контролируется подъемом плунжера на поверхность. Независимо от типа контроля получают одинаковый результат, а именно, снижение частоты циклов путем обеспечения подъема плунжера только тогда эффективно, когда достаточное количество жидкости накопится в подъемных трубах выше плунжера. В лубрикаторе 12 расположен датчик (механический или магнитный), который реагирует на приближаюшийся плунжер. Этот датчик имеет пневматический или гидравлический механизм, который посылает сигнал в пилотное устройство 13, которое, в

свою очередь, дает команду управляемому клапану закрыть выкидную линию. Объем жидкости, поднимаемой за цикл, может изменяться в широких пределах; кроме того, газ не может выходить из скважины при спуске плунжера.

Для обеспечения надежного уплотнения между плунжером и стенками подъемных труб широко используются плунжеры с эластичным

уплотнением. На рис. 2.4-50 показан плунжер конструкции фирмы Нэшэнл. Разъемные кольцевые уплотнения / выталкиваются наружу пружинами 2. Максимальное вытеснение разъемных колец ограничивается ребрами 5. Клапан 4 остается закрытым во время подъема вследствие перепада давления на плунжере; плунжер фиксируется запором 5. Клапан открывается после достижения поверхности и удерживается в открытом положении магнитом 6.

Плунжер Мэрла (рис. 2.4-51) в качестве уплотняющего элемента имеет эластичную манжету /, при трении плунжера о подъемные трубы перемещается манжета и закрывается отверстие 2 в процессе его 1 /:кУ/\ подъема (обеспечивая внутри плун-г/УШ жера давление) и открывается во

время спуска. Уплотняющие кольца 3 могут перемещаться относительно оси плунжера из стороны в сторону независимо один от другого. Во время подъема небольшие поршни 4, возбуждаемые высоким давлением внутри плунжера (вследствие закрытия отверстий 2), толкают уплотняющие кольца эксцентрично по отношению к стенкам подъемных труб. На разрезе А - А видно, как при совместном перемещении колец обеспечивается перекрытие сечения подъемных труб. Плунжерный лифт дает преимущество при добыче парафинистых нефтей и нефтей, способных образовывать стабильные эмульсии. Отложения парафина в подъемных трубах удаляются плунжером; смешивание продукции, приводящее к образованию стабильных эмульсий, ограничивается, потому что газ и жидкость относительно легко разделяются во время их подъема. Плунжерный лифт используется также в газовых скважинах, в продукции которых содержится вода и конден-

Рис. 2.4-51. Плунжер с эластичным уплотнением конструкции Мэрла

сат; последние, осаждаясь на забое скважины, приводят к увеличению забойного давления. При плунжерном лифте, используемом как с контроллером циклов, так и без него, удаляется жидкость с забоя газовой скважины, которая там накапливается. Этим обеспечивается поддержание более низких забойных давлений в скважине.

В некоторых случаях газ добывается по затрубному пространству, в то время как жидкость поднимается на поверхность по подъемным трубам. Плунжеры могут использоваться эффективно при периодическом газлифте, а также и в обычной плунжерной установке. Во многих нефтяных скважинах в Венгрии применяют плунжеры, конструкция которых показана на рис. 2.4-12. Эти плунжеры включают клапаны, управляемые давлением. Применение плунжера снижает потерю нефти при ее подъеме, так что в благоприятных случаях добыча увеличивается, а удельный расход нагнетаемого газа снижается. В периодически эксплуатирующихся скважинах, добывающих парафинистые нефти, плунжер решает также проблему удаления парафина.

б) Проектирование плунжерного лифта

Виссон, Кнокс и Стодард (1958 г.) проанализировали работу 145 скважин и получили зависимости, описывающие работу плунжерных лифтов с самоуплотняющимися плунжерами и с контроллерами цик-

Таблица 2.4-11

лов. В табл. 2.4-11 приведены некоторые типичные данные анализируемых скважин. Ниже даны основные уравнения, полученные авторами по методу корреляции. Для 60-мм подъемных труб

Рк.р.™х-yp.p.min = 3,376.10«<7„+ 187,5L,p--2577„ ,L,p-f 4,648• 10

(2.4-33)

(3,018.10-«L,p+1,043-10-5pyp.,i„4-25,92)+117,6; (2.4-34)

A.p.max -Pk,p.n,.n = 3,545 10.,., -f-77,61 L,p 2 • 1 Q-y ,p „,n -f 6,827 -10*;

(2.4-35) 231