5. Работа. Следствием ухудшения структуры запасов становится резкое снижение средних дебитов добывающих скважин
 Скачать 0.85 Mb.
|
2.11 Мероприятия, направленные на повышение эффективности и надежности работы УСШН2.11.1 Применяемое дополнительное специальное оборудованиеСпециальное и дополнительное специальное оборудование необходимо использовать при проявлении осложняющих эксплутационных факторов. Дополнительное оборудование представлено в таблице 2.9. Таблица 2.9 – Специальное оборудование для борьбы с осложняющими факторами
Характеристика специального и дополнительного специального оборудования приведена ниже. 1) Насосы специального назначения. Характеристика оборудования этого вида дана выше в пункте 2.4. 2) Газозащитные устройства, применяются для борьбы с вредным влиянием газа. В промысловой практике распространение получили газовые якори гравитационного и, частично, инерционного типа. Эффективность защитных устройств зависят как от конструкции, так и от природных и эксплуатационных условий. Из практики известно, что при использовании газового якоря погружение насоса под динамический уровень может быть уменьшено с 200-400 м до 150-200 м, что приводит к снижению металлоемкости и увеличению надежности УСШН. Сепарационная характеристика газосепарирующих средств, выпускаемых согласно ОСТ 39-177-84, дана в таблице 2.10. Таблица 2.10 – Сепарационная характеристика газозащитных устройств
По данным скважинных исследований эффективность газовых якорей с ростом давления значительно снижается. На подгазовых зонах месторождения для защиты наземного оборудования от высокого давления в случае прорыва газа из газовой шапки необходимо оснащать УСШН специальным газозащитным устройством. Данное устройство включает в себя газовый якорь для сепарации газа и клапан-отсекатель, оставляющий скважину при увеличении затрубного давления. Более подробно этот вопрос рассмотрен в пункте 2.8. 3) Штанговращатели, центраторы штанговых колонн, протекторные муфты. В наклонных скважинах для предотвращения одностороннего износа штанг, плунжера и цилиндра применяются штанговращатели. На участке набора кривизны и в зонах повышенной кривизны на участке стабилизации угла штанговую колонну необходимо оборудовать центраторами и протекторными муфтами. Применяются различные типы центраторов: пластиковые, металлические, роликовые и др. Муфты изготавливаются полиамидные и гуммированные. При использовании протекторных муфт срок службы труб и штанг увеличивается совместно с центраторами и протекторными муфтами. При одноступенчатой штанговой колонне на участке набора кривизны необходима установка штанг, упрочненных ТВЧ. Штанговые муфты в наклонно-направленных скважинах должны применяться только с закалкой ТВЧ. 4) Пластинчатые скребки. Используются для борьбы с АСПО. Скребками оборудуется колонна штанг в зоне отложения АСПО. Могут применяться вместе со штанговращателем. На Лянторском месторождении уже в течении 3 лет не применяются скребки-центраторы, ввиду их дороговизны. 5) Фильтры, песочные якори. Фильтр-заглушка устанавливается на приеме штангового насоса от попадания в него наиболее крупных посторонних предметов. При использовании клапанов – отсекателей на приеме вставных насосов фильтр-заглушка используется расчетной длины. Песочный якорь применяется для снижения влияния твердых частиц на работу насоса в высокодебитных скважинах с низким содержанием свободного газа. 6) Дозировочные устройства для подачи на прием скважинного штангового насоса деэмульгаторов и ингибиторов АСПО, солеотложений, коррозии. Деэмульгаторы рекомендуется использовать при образовании в стволе скважины и в насосе высоковязкой водонефтяной эмульсии обратного типа («вода в нефти»). Такая эмульсия может образовываться при обводненности от 40% до 70% особенно в нефтях пластов АС-10 и АС-11. Мероприятия по снижению влияния высокой вязкости откачиваемой жидкости следует проводить по результатам динамометрических исследований скважин. Ингибиторы АСПО, солеотложений и коррозии применяются при проявлении соответствующих факторов. АСПО образуются при обводненности от 0% - 50%, солеотложения – при обводненности выше 50%. Коррозия может наблюдаться при содержании воды свыше 80%. АСПО на месторождении отлагаются на глубинах 300-600 м. При отложении солей могут быть рекомендованы реагенты ПАФ-1-3А-зимний, ПАФ-13, ДПФ-1, ИСБ-279, ИСБ-281, ИСБ-282 и др. Для ингибирования процессов коррозии применяются реагенты ИКБ, СЕВЕР, АзНИПИнефть, СК-378 и др. В качестве деэмульгаторов используют Сепарол-25, Сепарол-5014, Доуфакс и др. 7) Хвостовики ниже приема насоса. При дебитах, характерных для УСШН, в обводненных скважинах на участке обсадной колонны «забой скважины – прием насоса» происходит накопление столба пластовой воды. Для обеспечения выноса воды применяются хвостовики из НКТ размером 48 (1,5’’) и 60 мм (2’’). Длина хвостовиков составляет 200-300 м. Спускать хвостовики до забоя не рекомендуется, т.к. при этом не будет происходить сепарация газа. |