Мультифазный насос также способствует увеличению уровня жидкости в скважинах, что в свою очередь способствует уменьшению спуска в скважину Насосно-Компресорных-Труб, штанг и кабеля (при эксплуатации УЭЦН).
Второй: Заглубленная ёмкость.
В качестве такой емкости может быть предложена обсаженная скважина, в которую спущена дополнительная колонна, не заглушенная снизу. В этом случае емкость представлена двумя сообщающимися сосудами, в один из которых (наружный) поступает скважинная продукция, а из другого - откачивается. Для откачки жидкости используется, например центробежный насос.
На схеме приведена система сбора скважинной продукции, обеспечивающая осуществление предлагаемого способа. Здесь 1 ¾ нефтяная скважина. 2 ¾ нефтепровод, идущий от скважины, 3 ¾ задвижка у сооружения, названного нами "заглубленной емкостью". По сути ¾ это специально пробуренная скважина, в ствол которой 4 спущена зацементированная обсадная колонна 5, затем в эту скважину спущена вспомогательная (эксплуатационная) колонна 6, без цементирования. Получилось два сообщающихся сосуда, в один из которых 7, жидкость наливается (поступает из скважин), а из другого 8 она извлекается с помощью насоса 9, спущенного на насосно-компрессорных трубах 10; При работе насоса уровень жидкости 11 снижается и над нею образуется газовая подушка 12. Уровень жидкости регулируется с помощью мембранного исполнительного механизма 13, который приводится в действие датчиком, установленным в скважине (на схеме не показан). Для отсоса газа из верхней части наружной колонны предусмотрен эжектор 14 (или компрессор), соединенный с нею трубопроводом 15. К установке подготовки нефти скважинная продукция направляется по трубопроводу 16.
Способ осуществляется следующим образом. От всех скважин 1, добывающих различное количество жидкости и газа (фонтанных, работающих с УЭЦН или УШГН) продукция направляется по трубопроводам 2 к заглубленной емкости. В связи с тем, что трубопроводы имеют отличающиеся диаметры и длины, а из скважин добывают различное количество жидкости, на устьях скважин устанавливаются различные давления, но на конечном участке трубопроводов оно у всех одинаково, так как все они подключены к одной емкости. Величина устьевого давления формируется только напором, необходимым для достижения жидкости от скважины до заглубленной емкости, где давление близко к атмосферному.
Итак, согласно заявленному способу скважинная продукция поступает в заглубленную емкость по трубопроводам 2 через задвижку 3 и накапливается в ней. После поступления сигнала о достижении контрольного уровня, запускается в работу насос, который откачивает жидкость до УПН. При снижении давления происходит частичная сепарация газа и в верхней части наружной колонны образуется газовая шапка. В этих условиях сплошность потока нарушается и давление снижается до вакуума. Появление вакуума ведет к снижению давления в трубопроводах, идущих от скважин, а следовательно, и устьевых.
Проведя соответствующие расчёты экономической эффективности можно сделать вывод, что при снижении устьевого давления снижается расход электроэнергии и затраты на электроэнергию при добыче нефти.
В главе охрана труда были рассмотрены вопросы:
Охрана труда на предприятии,
Электробезопасность,
Организация пожарной безопасности на предприятии,
Защита окружающей среды.
1. Из-за высоких устьевых давлений увеличиваются потери длины хода, которые рассчитывают по формуле [1]:
(1)
где Dl —потеря длины хода в см, F — эффективная площадь плунжера в см2, L — глубина спуска насоса в см, g — удельный вес жидкости в трубах, Е — модуль упругости материала штанг; fшт и fтр ¾ площадь сечения тела штанг и труб, см2 . Расчеты показывают, что при Е = 2100000 кг/см2 и g = 0,85 г/см2 для насоса Æ38 мм на каждые 100 м увеличения глубины подвески теряется 5 ¾ 6 см длины хода, а для диам. 43 мм — до 7 см.
2. Возрастает величина утечек в насосе. Формула Пирвердяна A.M. для ламинарного течения имеет вид:
(2)
где q — утечка жидкости через зазор плунжер-цилиндр, м3/сут; g — ускорение свободного падения см/с2, Dн — диаметр насоса, см; b — зазор на сторону, см; Н — напор, создаваемый столбом откачиваемой из скважины жидкости с учетом противодавления на устье, м; v — кинематическая вязкость откачиваемой жидкости, см/с2; l — длина контакта поверхностей цилиндра и плунжера, м.
3. Уменьшается работа растворенного в нефти газа. Для случая, когда Рнас< Рзаб потенциальную энергию растворенного газа рассчитывают по формуле:
(3)
где P0 — давление при нормальных условиях; Рнас и Руст — давление насыщения и устьевое, соответственно, кгс/см2 ; G0 — газовый фактор в нормальных условиях, м3/м3.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.