Газовый фактор 490, XIV

Газовый фактор растворенный,. з//л 29 29 24 19 3,7 10 5,6 [c.199]

Среди действующих скважин имеется немало скважин с большими газовыми факторами и низкими динамическими уровнями, не позволяющими создавать большое погружение насосным агрегатам. В этом случае существенно затрудняется или вовсе становится невозможным применение насосных агрегатов с пакерами, так как пластовое давление при этом становится ниже давления насыщения, т. е. давления, нри котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью, и весь выделившийся вследствие этого свободный газ должен проходить через погружные насосы, значительно уменьшая коэффициент наполнения их. Большое внимание в этом случае необходимо уделять конструкции погружного насоса с целью максимального сокращения вредных объемов. [c.62]

Определение фактических параметров работы установок гидропоршневых насосных агрегатов показало, что они обычно в большей или меньшей степени нестабильны. Изменение режима работы установки может быть вызвано несколькими причинами. Наиболее важными из них являются колебания динамического уровня жидкости в скважине, вызванные пульсацией пластового давления и неравномерное но времени содержание свободного газа в добываемой жидкости. Колебания этих величин тем значительнее, чем больше газовый фактор скважины. Различная степень газирования столба поднимающейся но насосным трубам жидкости приводит к изменению его веса и величины гидравлических сопротивлений при движении этой смеси, что, наряду с колебанием динамического уровня жидкости в скважине, влечет за собой изменение нагрузки погружного агрегата. Естественным следствием изменения нагрузки является изменение давления [c.170]

Глубина подвески седла гидропоршневого насосного агрегата выбирается в зависимости от глубины динамического уровня жидкости в скважине, колебания пластового давления и величины газового фактора. В условиях старых промыслов Баку погружение под динамический уровень принимается обычно не менее 15—100 м. Здесь приходится учитывать, что динамические уровни в скважинах часто бывают очень низкими. [c.197]

Изменяя число ходов погружного агрегата в указанных выше пределах, можно плавно изменять его подачу, т. е. отбор жидкости из скважины. Подсчет теоретической подачи производится по приведенным выше формулам (см. главу I). Для определения же фактической подачи погружного насоса при различных числах ходов нужно снять его характеристику при работе в данной скважине или же определить зависимость коэффициента подачи от числа ходов насоса также для данной скважины. Коэффициент подачи, включающий в себя коэффициент наполнения погружного насоса и учитывающий все утечки жидкости в насосе и трубах, имеет обычно различные значения для различных скважин даже при работе одного и того же погружного агрегата и на одинаковом режиме. Объясняется это различием в величине газового фактора, состава и вязкости жидкости, погружения насоса под динамический уровень и величины напора. С увеличением числа ходов погружного насоса коэффициент [c.206]

Газовый фактор, м /т нефти [c.212]

В табл. 6 наглядно показано, как разнообразны характеристики скважин, уже сейчас эксплуатирующихся гидропоршневыми насосными установками. Даже скважины, эксплуатирующиеся одной установкой, имеют иногда большое различие в дебите, обводненности, содержании механических примесей в добываемой жидкости, в газовом факторе и динамическом уровне. [c.212]

Газовый фактор, л з/пг нефти 170 90 6. 90 46 [c.230]

Вязкость добываемой нефти, ВУ° Удельный вес добываемой нефти Газовый фактор, M jm нефти. . Содержание парафина, % . [c.239]

Из приведенных выше данных видно, что, несмотря на большие газовые факторы скважин девонских месторождений, коэффициенты подачи погружных агрегатов, работающих в этих скважинах, могут быть высокими при условии значительного погру- [c.244]

Агрегат этого типа может быть достаточно эффективным при эксплуатации скважин с небольшими газовыми факторами и высокими динамическими уровнями, позволяющими обеспечивать большое погружение агрегата, и с небольшим содержанием механических примесей и воды в добываемой жидкости. Схема агрегата позволяет найти сравнительно простые конструктивные решения, отличающиеся прочностью элементов. Нагрузки при ходе его вверх и вниз могут быть уравновешены, а скорости уравнены посредством соответствующего подбора сечений поршня и штока двигателя и верхнего неподвижного штока 3. [c.278]

Оборудование скважины агрегатом трубного типа с одной колонной насосных труб и пакером применяется при небольшом значении газового фактора. Для этой цели может быть в основном использовано оборудование, описанное выше. Лишь для уплотнения погружного агрегата в пакере применяется специальный наконечник. Спуск и установка пакера производятся при помощи колонны насосных труб, на которой спускается и агрегат. [c.281]

Схема оборудования скважины агрегатом свободного типа с одной колонной насосных труб и пакером наиболее проста. Башмак седла имеет гнездо для установки узла вставного обратного клапана. Нижний патрубок имеет наружную резьбу для соединения с пакером. Спуск пакера производится вместе с колонной труб. Перед подъемом труб разрушается вышибной клапан, и через образовавшееся отверстие сообщаются полости обсадной колонны под пакером и над пакером, после чего становится возможным подъем его. Для таких скважин выпускается специальный комплект оборудования. Схема с пакером применяется в скважинах с небольшим газовым фактором. [c.283]

II снижением давления газа. При этом гарантируются наилучшие рабочие характеристики кабеля, работающего в высокотемпературных скважинах с агрессивной средой и в скважинах с высоким газовым фактором, Броня выполняется из стальных лент с гальванопокрытием из монель-металла при ступенчатом профиле. [c.167]

Переработка нефтяного попутного газа. Имеется в виду создание мощностей газоперерабатывающих заводов в районах добычи нефти в полном объеме планируемого сбора нефтяного попутного газа при расчетном значении газового фактора 0,07 м /кг. Отделяемые этановые фракции, а также сжиженные пропан-бутановые смеси, стабильный и нестабильный бензины (пентановые фракции) являются наиболее чистым сырьем для нефтехимического синтеза, которое способно заместить бензины и газойли нефтепереработки, используемые в производстве ароматических углеводородов и других основных продуктов нефтехимии. Кроме того, рассматривается возможность использования сжиженных газов для заправки грузового автотранспорта. [c.161]

Газосборные системы Северного моря. Газосборная систе.ма в Южном бассейне уже сформировалась и нет необходимости ее обсуждать. В Северном бассейне сооружение газопроводов от месторождения Фригг было завершено в 1977 г., а от Брент — в 1979 г. Попутный газ нефтяного месторождения Фортиз транспортируется по нефтепроводам в растворенном виде и отделяется от нефти на суше. Наибольшие трудности вызывает освоение сравнительно небольших газовых месторождений, которые могут быть найдены ресурсов газа, связанных с нефтью мелких нефтяных месторождений — в тех случаях, когда их раз.меры не оправдывают сооружения газопровода или когда разработка рентабельна лишь при условии использования как нефти, так и газа. Весь попутный газ разрабатываемого нефтяного месторождения не будет ежигаться в факелах, даже если его нельзя будет поставлять на рынок. Часть этого газа можно закачать обратно в пласт для поддержания пластового давления. Сложно заранее определить оптимальный объем закачки газа в пласт, а газовый фактор открытых нефтяных месторождений очень различен. Так что оценить объем запасов связанного с нефтью газа нелегко. Однако правительства Великобритании и Норвегии получили результаты предварительных исследований. Доклад по освоению газовых ресурсов Великобритании был освещен в печати в июне 1976 г. Этот проект предполагал строительство четырех подводных газопроводных систем общей протяженностью 1280 км. 880 км приходилось по проекту на газопроводы диаметром 610 мм и более. Согласно выводам этой работы при общем годовом объеме подачи газа с. месторождений, разрабатываемых с помощью этих газосборных систем, 62 млрд, м экономически оправдан сбор попутного газа при условии, что объем его годовой добычи на отдельном месторождении будет не ниже 0,5 млрд. м . Минимальный экономически эффективный объем добычи газа на чисто газовом месторо- [c.181]

Газовый фактор пластовый Г,. з/т Газовый фактор при среднем давленпп в трубопро- 120 120 128,17 116 93,5 1490 2140 [c.199]

Расход дегазиро- ванной нефти Qi, /сек Плотность нефти oi, кг/. и Газовый фактор, /м Газовый фактор растворенный, Коэффициент объемного расширения нефти Во fit, СПЗ Хг-(0- СПЗ Р , оар [c.200]

Отказ от второй колонны насосных труб позволяет значительно сократить расход металла и денен ных средств на оборудование установки, а также осуществить спуск погружных агрегатов в скважины с обсадными 5, 4" колоннами и даже меньшими. Но оборудование скважин по такой схеме не всегда возможно. Основным препятствием для применения этой схемы является большой газовый фактор скважины, так как свободный газ имеет только один выход — через насос и, следовательно, сильно снижает коэффициент наполнения последнего. Влияние газа на коэффициент подачи погружного насоса можно значительно умень- [c.18]

Первым недостатком является необходимость спуска в скважину двух колонн насосных труб, вследствие чего увеличивается металлоемкость и стоимость установки, трудоемкость, продолжительность и стоимость подземного ремонта скважин, а также ограничиваются габариты и конструкции погружных агрегатов. Лучшим решением в целях устранения этого недостатка является применение схемы с одной колонной насосных труб и иакером. Функции второго канала в этом случае выполняет обсадная колонна. Но такое решение возможно не во всех скважинах. Непременным условием является исправность и герметичность обсадной колонны, а также невысокий газовый фактор скважины или возможность значительного погружения агрегата под динамический уровень. Последнее требование вызвано тем, что при этой схеме через погружной насос должен проходить весь газ, ноступаюш,ий из скважины. Большое содержание свободного газа в откачиваемой жидкости приведет к значительному уменьшению коэффициента наполнения погружного насоса. [c.56]

Все агрегаты, указанные в табл. 4, могут применяться с двумя колоннами насосных труб в 6 /в" скважинах или с одной колонной насосных труб и накером — в 6 /в", и 4 /4 скважинах. В этой таблице приведены теоретические параметры агрегатов, фактические параметры их могут весьма существенно отличаться от теоретических. Так, например, в скважинах с большим газовым фактором фактическая подача погружного насоса всегда намного ниже теоретической, причем тем ниже, чем больше газовый фактор. Изменяется она также в зависимости от фактической величины зазоров в рабочих парах, вязкости жидкости и величины напора, определяющих размер утечек. Фактический расход, рабочей жидкости в агрегатах с правильно рассчитанным и исправным золотниковым устройством должен несколько превышать теоретический расход рабочей жидкости вследствие утечек в уплотняющих парах. [c.57]

Из приведенных характеристик видно, что расход рабочей л идкости и подача погружных агрегатов находятся в прямой зависимости от числа ходов их. В результате того, что газовый фактор данной скважины невелик, а зазоры в уплотнительных соединениях новых агрегатов небольшие, оба агрегата имели высокий коэффициент подачи (т о), превышающий 0,9. В обоих случаях с увеличением числа ходов поршней в минуту коэффициент подачи агрегатов увеличивается, а коэффициент расхода рабочей жидкости К уменьшается, приближаясь к единице. Объясняется это тем, что с увеличением скорости поршней удельный объем утечек через уплотнительные соединения, нрихо-дяш ийся на один ход поршней и золотников, уменьшается. [c.143]

Иногда при тугой посадке поршней в цилиндрах погружной агрегат удается запустить лишь подняв давление рабочей жпдкостп на 30—50% выше расчетного рабочего давления. Однако сразу же после пуска давление снижается. Если агрегат имеет значительное погружение под статический уровень, то по мере снижения его при работе погружного агрегата давление рабочей жидкости постепенно возрастает и лишь после стабилизации динамического уровня также становится стабильным. После этого производится измерение подачи погружного агрегата и расхода рабочей н<идкости. Коэффициент подачи нового погружного агрегата при работе в скважине с не очень высоким газовым фактором должен быть не менее 0,6—0,7, а коэффициент расхода рабочей жидкости—не более 1,1—1,15. [c.206]

Однако проведению таких исследований обычно при эксплуатации скважин штанговыми насосами сопутствуют серьезные осложнения 1) трудности изменения величины нодачи глубинного насоса, необходимость остановки станка-качалки и издтене-ния числа качаний ее или длины хода штока 2) трудность или даже невозможность определения динамического уровня эхомет-рированием при величине газового фактора скважины, превышающей 50 м /т сутки, 3) неудобство применения глубинных [c.209]

Условия работы гидропоршневых насосных агрегатов в Башкирии не так разнообразны, как в Бакинском нефтяном районе. Существенно отличаются лишь условия работы агрегатов в скважинах девонских месторождений от условий работы их в скважинах угленосных месторождений, но и то главным образом лишь из-за различия в качестве нефти и величине газового фактора. Действительно, хотя глубина залегания продуктивных пластов месторождений этих двух типов отличается существенно (у угленосных около 1000 м, а у девонских — 1500 н- 2000 м), глубина динамических уровней в скважинах месторождений обоих типов примерно одинакова, так как пластовое давление девонских месторождений поддерживается на высоком уровне при помощи заводнения. Наличие высоких динамических уровней позволяет обеспечивать большое погружение агрегатов в целях увеличения коэффициента нанолнения, так как скважины девонских месторождений имеют большие газовые факторы. Выделение газа из нефти при существующих технологических режимах отбора нефти начинается на глубине 1200—1300 м. Глубина подвески штанговых насосов составляет обычно около 1000 м, глубина подвески центробежных насосов с электроприводом — 1000— [c.243]

Углеводородный газ используется как химическое сырье, а также как высококачественное топливо. Количество газа, растворенного в 1 т пластовой нефти, называется пластовым газовым фактором, а количество добытого газа, приходяшегося на 1 т добытой нефти, называется промысловым газовым фактором. [c.48]

До 70-х годов единственным материалом для изоляции и оболочек силовых кабелей, применяемых в кабельных линиях УЭЦН, являлась резина, обладающая достаточной температуростойкостью, стойкостью к продавливанию, хорошей гибкостью и т.л. Однако наряду с этим используемые кабели с резиновой изоляцией и оболочками применительно к условиям эксплуатации обладают крупным недостатком - низкой нефтегазостойкостью. Данный фактор является причиной частого выхода из строя кабеля после первого подъема его из скважин, особенно в условиях эксплуатации с повышенным газовым фактором (до 180 и более мУт нефти). [c.107]

Кабели круглой формы изготовляются марок EQ ESQ ЕТВО (представлены на рис. 3.15) и др. плоского марки ETBOF и др. По изоляции токопроводящих жил используются различные типы пленочных и экструзионных барьеров, применение которых предотвращает возникновение неисправностей кабеля, связанных с химическим воздействием и снижением давления газа. Обеспечиваются лучшие рабочие характеристики кабеля, находящегося в высокотемпературных скважинах и с высоким газовым фактором. [c.165]

В конструкциях всех вариантов кабелей семейства Redabla k используется запатентованная изоляция из EPDM резины. Применяемые составы резины обеспечивают оптимальное сочетание электрических. физических и химических характеристик изоляции. Изготавливаются кабели с барьером по изоляции или без него. Возможно применение нескольких типов пленочных и экструзионных барьеров. Использование барьера предотвращает возникновение неисправностей кабеля, связанных с химическим воздействием и снижением давления газа. При этом обеспечиваются наилучшие характеристики кабеля, работающего в высокотемпературных скважинах с агрессивной средой и в скважинах с высоким газовым фактором. [c.165]

В насосных скважинах гидратные пробки образуются как в НКТ, гак и в межтрубном пространстве. Наличие газа высокого давления в межтрубном пространстве при пропусках в резьбовых соединениях НКТ стимулирует пробкообразование как в НКТ, так и в межтрубном пространстве. Гидраты образуются при взаимодействии воды с газом по мере понижения температуры скважинной жидкости, движущейся в сторону устья. Гидраты откладываются на стенках подземного оборудования, образуя пробки. Интенсивность гидратообразования возрастает в скважинах с высоким газовым фактором. [c.463]

При испытаниях технологии электроподогрева было получено, что подогрев скважины может осуществляться в постоянном и периодическом режиме подачи тепловой мощности. Первый режим целесообразно применять для предупреждения образования гидратных пробок в обводненных малолебитных скважинах с высоким газовым фактором, а также при их освоении и выводе на стационарный тепловой режим. Предупреждение гидратообразования при постоянном электроподогреве обеспечивается при подаче энергии мощностью в пределах до 20 кВт. Периодический режим электроподогрева устанавливается в парафиноопасных скважинах, при этом в период отключения кабеля от сети в НКТ допускается накопление парафиновых отложений, не оказывающих существенного влияния на режим течения газожидкостных смесей в скважинах. При подаче электроэнергии подогретый поток нефти растворяет отложения и происходит полная очистка лифта. Соотношение времени включения и от-ютючения кабеля определяется дебитом скважин, концентрацией парафиновых фракций в составе добываемой нефти и составляет в среднем 1 25. Электроподогрев целесообразно осуществлять при удельной тепловой мощности примерно 30 Вт/м. [c.481]

Интенсифицированная добыча углеводородного сырья с глубин более 1500 м при температурах более 150 >С, при высоком газовом факторе, обводненности, активном пескопроявлении и наличии агрессивных химических воздействий предъявляет особые требования к материалам уплотнений. [c.544]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...