Проблемы эксплуатации месторождений Уренгойского комплекса: Материалы научно-технической конференции, страница 4

Реализация программы по обустройству газовых скважин ус­тановками плунжерного лифта потребовала инвестиционных вло­жений на сумму 1,9 млн. дол. США. В пересчете на одну скважину это в среднем составило 17 тыс. дол. Технико-экономический эф­фект выражается в стабилизации работы скважин при незначитель­ном (до 2000 м /сут) увеличении дебита газа.

Обобщая сказанное, нами сформулированы основные поло­жения, которые следует учитывать при планировании работы уста­новок плунжерного лифта на газоконденсатных скважинах Урен­гойского месторождения. Требования к скважинам-кандидатам за­ключаются в следующем:

скважина работает в нестабильном режиме, ее производи­тельность в предшествующий период эксплуатации восстанавлива­лась при периодических продувках в атмосферу без дополнитель­ных работ на шлейфе;

на скважине необходимо провести комплексные гидродина­мические исследования с целью определения продуктивной харак­теристики по газу и жидкости, а также нахождения глубины уровня накопленной на забое жидкости;

давление в закрытой на устье скважины более чем в 1,5 раза должно превышать давление в шлейфе;

12

лифтовые трубы диаметром 73 мм должны быть спущены до середины интервала перфорации;

фонтанная арматура должна иметь равно-проходной канал с колонной НКТ, к скважинам необходимо иметь подвод электро­энергии напряжением 220 В.

Выводы

Технология плунжерного лифта может использоваться для удаления жидкости с забоя газоконденсатных скважин Уренгой­ского месторождения при выполнении сформулированных техни­ческих и технологических требований.

Внедрение этой технологии позволит снизить эксплуатаци­онные затраты, повысить стабильность работы действующего фон­да и продолжить эксплуатацию скважин, простаивающих в на­стоящее время из-за накопления жидкости на забое.

Список литературы

1. Белов И. Г. Теория и практика периодического газлифта. М.: Недра, 1975, с. 144.

2.  Brady C.L., Morrow S.J. An Economic Assessment of
Artificial Lift in Low-Pressure, Tight Gas Sands in Ochiltree Country,
Texas, публикация SPE № 27932. - 1994.

3.  Turner R.G., Hubbard M.G., Dukier A.E. Analysis and
Prediction of Minimum Flow Rate for Continuous Removal of Liguids
from Gas Wells. J. Pet. Tech. (Nov. 1969) 1475-1482; Trans., AIME,
246.

ПРИМЕНЕНИЕ КОМПОЗИЦИОННЫХ МАТЕРИАЛОВ НА

ПОЛИАМИДНОЙ ОСНОВЕ ДЛЯ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ

ГИДРОБЛОКА ПЛУНЖЕРНЫХ НАСОСОВ

Тугарее В.М., Типугин А.А., Зарипов Р.Ш., Юрченко А.И., Пестрлее В.В. (ООО "Уренгойгазпром ")

Для борьбы с гидратными отложениями в нефтяных и газо­вых скважинах Уренгойского месторождения используется мета-

13

нол, который подается под давлением дозировочными плунжерны­ми насосами ДН-100/250 и ДП-100/250. В гидроблоках этих насо­сов уплотнение плунжера, изготовленного из коррозионно-стойкой стали 30X13, обеспечивается комплектом шевронных манжет из фторопласта-4. Из-за хладотекучести фторопласта уплотнения де­формируются с нарушением формы и посадочного размера. При этом плунжер вступает в контакт с металлическими деталями гид­роблока, на его рабочей поверхности образовываются задиры, что требует замены плунжера.

В таком исполнении межремонтный период эксплуатации стандартного гидроблока насоса ДП-100/250 не превышал двух ме­сяцев, что для условий Крайнего Севера недостаточно. Для повы­шения надежности работы насоса было необходимо увеличить из­носостойкость плунжера и манжет. Эта задача была решена путем применения для манжет антифрикционных композиционных мате­риалов.

Проведенный анализ основных характеристик различных ан­тифрикционных материалов, показал, что по совокупности пара­метров эксплуатационных свойств в наших условиях наиболее эф­фективны композиционные материалы на основе полиамида.

I 10'