Цикл работы плунжерного лифта начинается с закрытия на устье клапана-отсекателя, после чего плунжер под собственным весом начинает двигаться от лубрикатора 8 к нижнему амортизатору 4. С этого момента идёт накопление жидкости. В виду перепада давления между затрубным пространством и лифтовыми трубами в них направляется основной приток пластового флюида. Плунжер в своём движении вниз и после посадки на амортизатор не препятствует этому процессу, так как между его наружной поверхностью и внутренней стенкой НКТ имеется кольцевой зазор площадью 3-5 квадратных сантиметров.
После выдержки времени, достаточной для накопления определённого объема жидкости и давления газа в затрубном пространстве, по сигналу контроллера 13 открывается клапан-отсектель 12. Начинается период работы скважины. В лифтовых трубах давление быстро снижается до шлейфного. Образовавшийся перепад давления между трубным и затрубным пространством является причиной
118
10 |
рабочий газ |
в шлейф |
Пластовым флюид
пласт
Рис. 4. Типовая компановка подземного и поверхностного оборудования нефтяной скважины с установкой плунжерного лифта на Уренгойском
месторождении:
1 - эксплуатационная колонна; 2 - газлифтный клапан; 3 - забойный якорь; 4 - нижний амортизатор; 5 - насосно-компрессорные трубы; 6 - плунжер; 7 - пусковая муфта; 8 - лубрикатор с устьевым амортизатором; 9 - мани-фольд; 10 - утепленный шкаф управления; 11 - электроконтактный манометр; 12 - клапан-отсекатель; 13 - контроллер; 14 - импульсная трубка
119
начала движения вверх плунжера с накопленной жидкостью над ним. Плунжер при движении предотвращает прорыв газа, образуя турбулентное гидравлическое уплотнение. После подъёма плунжера на поверхность заканчивается выход жидкости, клапан-отсекатель по команде контроллера закрывается, плунжер начинает опускаться вниз в новом цикле работы.
Специалистами ООО "Уренгойгазпром" разработана и внедрена технология исследования скважин на приток и графоаналитическая интерпретация полученных результатов. Она предполагает испытание скважины при закрытом устье с одновременной регистрацией давления на забое и буфере скважины. Моделируя таким способом последующую работу скважины плунжерным лифтом, получаем необходимую и достоверную информацию для расчета:
глубины установки якоря;
объема жидкости, поднимаемой на поверхность за один цикл;
максимального давления в затрубном пространстве;
продолжительности одного цикла;
количества газа, необходимого для подъема плунжера;
рабочего газового фактора.
В качестве показателя оптимальной работы плунжерного лифта используется скорость подъема плунжера. Слишком малая скорость подъема (до 4,0-4,5 м/с) влечет непроизводительный расход газа, совершающего работу по подъему жидкости. В этом случае возможна ситуация, когда с уменьшением перепада давления на плунжере он просто зависнет на некоторой глубине или в фонтанной арматуре, не поднявшись до верхнего амортизатора. Слишком большая скорость подъема (более 10 м/с) - оборудование работает в условиях повышенных динамических усилий, способных повлечь интенсивный износ и даже поломку отдельных узлов и механизмов. Кроме того, при повышенных скоростях подъема плунжера установка в целом работает неэффективно, так как энергетические затраты заведомо превышают необходимые.
Промысловый опыт эксплуатации скважин Уренгойского месторождения свидетельствует что, скорость подъема плунжера необходимое, но не единственное условие для успешной работы плунжерного подъемника. Без знания местоположения начала подъема плунжера, без уверенности в том, что плунжер за период накопления достиг забойного амортизатора, не имеет смысла гово-
120
рить об оптимальной скорости подъема. Это особенно важно для нефтяных скважин, работа которых осложнена парафиногидратны-ми отложениями.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.