Нефтяной газ выполняет работу по подъему жидкости с забоя на поверхность. Однако значительное количество свободного газа на приеме насоса приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса ан вплоть до срыва подачи. Срыв подачи продолжается от нескольких до десятков минут, за исключе нием случаев, когда перепуск газа из затрубного пространства в нефтесборный трубопровод не осуществляется на устье. За тем подача возобновляется до нового срыва. Это объясняется гем, что приток в скважину продолжается, уровень подымается выше приема насоса, давление у приема возрастает, а наряду с этим цилиндр наполняется жидкостью вследствие утечек че рез зазор плунжерной пары и в нагнетательном клапане.
Известно несколько методов борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу насосов. Из формулы (9.8) следует, что уменьшением доли вредного пространства квр можно до биться повышения коэффициента наполнения ан. При отсутствии влияния вредного пространства (kBp=0) работа насоса устой чива при любом даже самом низком коэффициенте наполнения. Это достигается либо применением насоса с нагнетательным клапаном в нижней части плунжера (НСН-2, НСВД), либо уве личением длины хода плунжера (длинноходовой насос, правиль ная посадка плунжера над всасывающим клапаном), либо од новременным увеличением длины хода плунжера при одновре менном уменьшении диаметра насоса. Однако тип насоса всегда должен быть правильно подобран к условиям скважины.
Основной метод борьбы — уменьшение газосодержания в жидкости, поступающей в насос. При увеличении погружения насоса под динамический уровень увеличивается давление на приеме, как следствие, уменьшается объем свободного газа за счет сжатия и больше газа растворено в нефти. Если становится Рар^Ри, то свободного газа вообще нет на этой глубине, т. е. вредное влияние газа прекращается. При нормальной работе погружение составляет 20—50 м (рпР=0,15—0,4 МПа), а при наличии газа его доводят, если это возможно, до 230—350 м, что соответствует около 30% Рн (Рпр—2—3 МПа). Однако это обусловливает дополнительное задалживание оборудования (штанг, труб, СК большей грузоподъемности) и увеличение его ремонтности. Поэтому перед входом в прием насоса осущест вляют сепарацию (отделение) газа от жидкости и отвод его в затрубное пространство, а оттуда — перепуск в выкидную ли нию, где давление меньше давления газа (в НКТ, на поверхно сти). Сброс газа в атмосферу недопустим. В результате сепа рации часть естественной энергии газа теряется и не использу ется для подъема жидкости.
Количество свободного газа на приеме насоса, приведенное к нормальным (стандартным) условиям, можно определить как разность между количеством газа, выделяющимся при нормаль
ных условиях, |
и количеством газа |
Vr?t |
которое растворено |
||||
в нефти |
(растворением в воде пренебрегаем) в условиях приема |
||||||
насоса |
(можно |
установить |
при лабораторном |
анализе |
разгази- |
||
рования проб нефти или оценить по закону Генри) |
|
||||||
|
Гго —GQVно— Vгр = Vно [Go |
0&Р(Рпр |
Ро)] |
(9.60) |
|||
и приведено к |
условиям |
приема насоса |
(по |
закону |
Менде |
||
леева—Клапейрона)
Vr = - ^
= [Go-ctp (Pnp-Po)l A ziLP.p'pftL , (9.61)
2 o ' 0 |
P np |
L |
J |
o P n p |
|
где Гно=1/н/йн — количество |
нефти |
при нормальных условиях; |
|||
Ьп— объемный |
коэффициент |
нефти; |
Гн — количество нефти при |
||
условиях приема насоса; го, znр — коэффициент сверхсжимаемо сти газа как функция давления и температуры соответственно при стандартных условиях (р0, Т0) и при условиях на приеме
(РпР> ^пр) .
Из формулы (9.61) имеем газовое число, отнесенное к объ ему нефти Vn и характеризующее газосодержание на приеме насоса,
Яг = |
V м |
|
(Рпр-Ро)] |
, |
(9.62) |
|
|
|
0нг(м оРпр |
|
|||
а также отнесенное |
к |
объему жидкости Уж (равному сумме |
||||
объемов нефти Vu и воды У„) |
|
|
||||
Rm |
Vr_ |
R r(\— nB), |
(9.63) |
|||
Уж |
||||||
|
Ун + Ув |
|
|
|||
где пв— доля воды |
в |
продукции скважины |
по жидкости. От |
|||
сюда следует, что чем больше рП, тем меньше Rr и Rw, а также чем больше пв, тем меньше Rm-
Сепарацию газа у приема насоса характеризуют коэффици
ентом сепарации ас. Коэффициент сепарации |
ос — это отноше |
||||
ние объема свободного газа |
Угз, уходящего в затрубное прост |
||||
ранство, ко всему объему свободного газа |
W при термодинами |
||||
ческих условиях у приема насоса: |
|
|
|
||
УгЗ |
Угз |
Уж |
R3 |
(9.64) |
|
УГ |
УГ |
Уж |
Рж |
||
|
|||||
или |
|
|
|
|
|
УГ— Угтр |
- 1 |
УГ тр* Уж |
(9.65) |
||
Уг-у *
Japx
X
О О
Рис. 9.6. Сепарация газа в межтрубном пространстве |
в |
неподвижной |
(а) |
|||
и движущейся |
(б) жидкостях: |
|
|
|
|
|
/ — пузырек газа; |
2 — эксплуатационная |
колонна; |
3 — внутренняя |
труба |
|
|
откуда находим |
|
|
|
|
|
|
|
R' = Яж (1—ас) = /?г(1—пв) (1—ас), |
(9.66) |
||||
где /?з —^гз/Vr — затрубное |
газовое |
число; КГТр — расход |
сво |
|||
бодного газа, поступающего в насос и дальше в насосно-комп рессорные трубы; R'-=Vгтр/Vr — трубное газовое число.
Сепарация газа на приеме насоса зависит от многих фак торов. В простейших условиях ее можно представить рис. 9.6. Принимаем, что пузырьки газа равномерно распределены в жидкости. На каждый пузырек действует архимедова сила, они всплывают в жидкости со скоростью 0арх. Траектории их движения показаны пунктиром. Очевидно, что коэффициент се парации в неподвижной жидкости асо равен отношению пло щади F3 поперечного сечения затрубного пространства между колонной 1 и трубами 2 к площади Fс проходного сечения ко лонны 1Утак как расходы газа пропорциональны этим площа дям (см. рис. 9.6,а), т. е.
ас0 = FJFC. |
(9.67) |
В движущейся жидкости каждый пузырек перемещается по |
|
криволинейной траектории (см. рис. 9.6,6), |
отличной от траек |
торий движения частиц жидкости, со скоростью, равной вектор
ной (геометрической) сумме |
скорости движения жидкости vm |
и скорости всплывания vavx |
(относительного движения). Ско |
рость |
можно представить вертикальной |
vz и горизонтальной |
|
•vx составляющими. Ниже |
некоторого сечения А—А скорость |
||
движения:пузырька равна |
алгебраической |
сумме скоростей vm |
|
11* |
323 |
и i>apxВыше сечения А—А вертикальная составляющая скоро сти движения пузырька равна уже алгебраической сумме vz и Vapx, а горизонтальная составляющая равна vx и способствует переносу пузырька в насос. В зависимости от соотношения вер тикальной и горизонтальной составляющих скоростей движения пузырьков (vz + Vapx)/vx (параметр И. Г. Белову) они будут либо увлекаться в насос, либо проходить мимо него, т. е. отде ляться (сепарироваться) от жидкости. Это приводит к умень шению ас по сравнению с <тсо.
Скорость и* тем больше, чем больше расход щидкости. Ско рость 0арх зависит от вязкости жидкости, плотности газа и жид кости, диаметра пузырьков, их взаимодействия п др. При ра боте насоса прием его перемещается вверх и вниз на величину деформации, НКТ. Всасывание происходит только при ходе плунжера вверх (прием насоса также перемещается вверх), а при ходе вниз газ сепарируется. Поэтому коэффициент сепа рации устанавливают с учетом опытных данных обычно в виде:
<хс = ---------- ------------- , |
(9.68) |
|
, . , |
Ож |
|
где <2ж — объемный расход жидкости в условиях |
приема. |
|
Скорость 0арх для безводной нефти можно рассчитать по формуле И. Т. Мищенко, а для обводненной продукции — при нять 0арх= О,О2 м/с при Лв^0 ,5 И 0а р х = о,17 м/с при лв>0,5.
Газовые якоря
Сепарацию газа можно улучшить с помощью защитных уст ройств и приспособлений, называемых газовыми якорями (газосепараторами), которые устанавливают на приеме насоса. Во просам защиты насосов от газа посвящены работы А. Н. Адонина, И. Т. Мищенко, А. М. Пирвердяна и др. Принципиальные схемы некоторых газовых якорей показаны на рис. 9.7. Работа их основана на использовании сил гравитации (всплывания), инерции, а также их сочетания.
В однокорпусном якоре (рис. 9.7, а) при изменении направ ления газожидкостного потока на 180° пузырьки газа под дей ствием архимедовой силы всплывают и частично сепарируются в затрубное пространство, а жидкость через отверстия 2 посту пает в центральную трубу 4 на прием насоса. Эффективность сепарации определяется соотношением скоростей жидкости и газовых пузырьков и конструктивным исполнением сепаратора (незащищенный открытый вход или дырчатый фильтр).
На рис. 9.7,6 показан двухкорпусный якорь с фильтром (от верстия) у входа. В двух-, трехили четырехкорпусных (сек-
324
CL |
d |
в |
г |
д |
Рис. 9.7. Принципиальные схемы газовых якорей однокорпусного (а), двух
корпусного |
(б), |
однотарельчатого (в), |
зонтичного |
(г) и винтового |
(д): |
|||
1 —эксплуатационная колонна; |
2 — отверстия; |
3 — корпус; 4 — приемная |
труба; 5 — вса |
|||||
сывающий |
клапан |
насоса; 6 — пеногаситсль; |
7 — газоотводная труба; |
5 — камера |
для |
|||
накопления |
газа; |
9 —тарелка; |
10 —манжеты; |
// — крепление |
манжет; |
12 — винт; |
13 — |
|
стержень |
винта; 14 —обратный |
клапан |
|
|
|
|
||
ционных) якорях, представляющих собой систему нескольких параллельно работающих якорей, общий расход жидкости раз деляется на части, в результате чего уменьшается скорость жидкости в зоне разделения фаз и повышается эффективность сепарации. И. Г. Белов предлагает в четырехкорпусном якоре
выбирать |
число |
отверстий |
таким образом, чтобы в первый |
||
сверху корпус |
поступало |
10% |
расхода, второй — 20%, |
тре |
|
тий— 30% |
и четвертый — 40%. |
В процессе работы насоса |
по |
||
ток жидкости в якоре между корпусом 3 и центральной трубой 4 прерывистый. При ходе нагнетания скорость жидкости в якоре равна нулю. Именно при этом полуцикле пузырьки газа сво бодно всплывают в неподвижной жидкости и якорь выполняет свою функцию. При ходе всасывания жидкость с газом посту пает в якорь. Пузырьки газа не смогут проникать в насос, если длина всплывания пузырьков при ходе нагнетания будет не меньше длины входа жидкости с пузырьками в якорь при ходе всасывания. Из этого условия вычисляют длину и площадь проходного сечения якоря. Эффективность сепарации можно по высить созданием условий для коалесценции (объединения) пу зырьков газа в большие пузырьки, скорость всплывания кото рых больше. Это особенно важно при откачке нефти с пенообразованием.
На рис. 9.7,6 показан двухкорпусный якорь, к нижней сек ции которого присоединен пеногаситель 6. В пеногасителе