образуются пузырьки больших размеров. Через газоотводную трубу 7 они выходят в затрубное пространство, всплывают там с большой скоростью и частично разрушают пену. В камере 8 этого же якоря выше верхних отверстий фильтра образуется газовая шапка, газ из которой периодически вырывается в виде больших пузырьков и свободно всплывает по обсадной колонне.
В однотарельчатом якоре (рис. 9.7, в) под тарелкой 9, обра щенной краями вниз, пузырьки газа коалесцируют, а сепарация газа происходит при обтекании тарелки и движении смеси го ризонтально над тарелкой к отверстиям 2 во всасывающей трубе 4.
Высокую сепарационную эффективность обеспечивает мно госекционный (восьмитарельчатый) якорь. Эффективность его работы можно повысить использованием глубоких тарелок (глу биной до 80 мм) с трубками для выпуска газа из них, а также чередованием тарелок с газовыводными трубками и тарелок без них.
В якоре-зонте (рис. 9.7, г) используются поворот потока на 180° и коалесценция пузырей газа. По сравнению с однокорпус ным якорем он является обращенным. В нем роль затрубного пространства выполняет корпус 3 якоря, а роль корпуса якоря — затрубное пространство, которое значительно расширено, по этому эффективность якоря-зонта выше. Применяют также двухсекционные якори-зонты.
При высокой скорости жидкости и малой скорости всасыва ния пузырьков эффективен винтовой якорь (рис. 9.7, (9), осно ванный на инерционном принципе. Смесь жидкости и газа, по ступая в якорь через отверстия 2 фильтра, совершает винтовое движение, направляемое поверхностью винта 12. Под действием центробежной силы частицы жидкости перемещаются к стенке корпуса 3 якоря, а пузырьки газа — к боковой поверхности стержня 13 винта 12. Двигаясь далее вверх, газ попадает в га зовыпускную трубку 7 и в затрубное пространство. Клапан 14 предотвращает, поступление жидкости и газа из затрубного про странства в трубку 14. Этот якорь можно использовать в каче стве вставного якоря вместе со вставным насосом.
Коэффициент сепарации якорей существенно зависит от рас хода жидкости (рис. 9.8). При увеличении расхода в якорь во влекается большое количество мелких пузырьков (диаметром менее 0,3 мм), которые практически не объединяются и не се парируются от жидкости. А. М. Пирвердян показал, что наи более эффективен двухкорпусный якорь-зонт. Ему несколько уступает однокорпусный якорь-зонт. При дебитах более 25 м3/сут тарельчатый якорь с газовыпускными трубками более эффективен, чем обычный тарельчатый якорь. Четырехкорпус ный якорь уступает двум предыдущим конструкциям при деби тах более 20 м3/сут, но при дебите жидкости менее 20 м3/сут
326
Рис. 9.8. Сравнение эксперименталь ных зависимостей коэффициентов се парации газовых якорей при различ ных расходах жидкости (по данным А. Н. Адонина и А. М. Пирвердяна):
/ —двухсекционный 60-мм якорь-зонт; 2 — однокорпусный якорь-зонт; 3 —винтовой 46-мм сепаратор для вставного насоса; 4 —винтовой 76-мм сепаратор; 5 — тарель чатый 89-мм якорь; 6 — четырехкорпусный 89-мм сепаратор; 7 — открытый прием
его |
эффективность выше. |
Область |
применения винтового |
||
якоря невелика, |
однако |
его |
преимущество — наименьший диа |
||
метр. |
|
|
|
|
газовых якорей, напри |
Известны также другие конструкции |
|||||
мер |
погружной |
якорь. |
Его |
входные |
отверстия расположены |
в интервале динамического уровня и существенно выше (более 100 м) приема насоса, который монтируется внутри якоря. Вдоль пути движения жидкости давление уменьшается, а затем повышается. Поэтому жидкость существенно разгазируется, часть газа отсепарируется, а неотделившийся газ в результате повышения давления растворяется в жидкости и сжимается при движении потока вниз к насосу. Благоприятные условия для сепарации газа могут создаваться при спуске насоса в зумпф скважины и расположении динамического уровня жидкости ниже нижних отверстий зоны перфорации. Зумпф скважины можно рассматривать как якорь большого диаметра с длинным фильтром (зона перфорации), по которому распределен поток входящей в скважину газожидкостной смеси. Подобным обра зом можно эксплуатировать обводняющиеся газовые скважины, а также газоконденсатные скважины при накоплении конден сата на забое.
Развитием якоря-зонта является пакерный якорь (якорьтрап), в котором к приему насоса подвешивается пакер. Газо жидкостная смесь из-под пакера отводится по трубке в затрубное пространство выше динамического уровня, где газ сепари руется, а дегазированная жидкость поступает на прием насоса.
При наличии фонтанных проявлений целесообразно не се парировать газ у приема насоса, а использовать его энергию на подъем жидкости наряду с энергией, которую сообщает на сос. Для этого под насосом устанавливают хвостовик до глу бины, по возможности, выделения газа. Теоретическую подачу насоса принимают на расходы жидкости и газа для условий приема.
Борьба с вредным влиянием песка на работу насосй
Отрицательное влияние песка в продукции сводится к абразив ному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей негерметичности НК.Т быстро размывает каналы протекания жид кости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанго вые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искрив ленных скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10—20 мин) возможно заклинивание плунжера в насосе, а при большом осадке — и заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом и размы вом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости восхо дящего потока ниже приема, что способствует ускорению об разования забойной пробки. А забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита вследствие износа оборудования и образования песчаной пробки вынуж дает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки. К «песочным» скважинам относят сква жины с содержанием песка более 1 г/л.
Можно выделить следующие четыре группы методов борьбы
спеском.
1.Наиболее эффективный метод — предупреждение и регу лирование поступления песка из пласта в скважину. Первое мо жет быть обеспечено либо установкой специальных фильтров на
забое (см. гл. 5), либо креплением призабойной зоны (см. гл. 10), а второе — уменьшением отбора жидкости. При этом це лесообразно обеспечить плавный запуск песочной скважины по следовательным увеличением S, п или подливом чистой жидко сти в скважину через затрубное пространство (20—25 % от де бита).
2. Обеспечение выноса на поверхность значительной части песка, поступающего в скважину. А. Н. Адонин показал, что
такой вынос обеспечивается при условии |
|
вуж/шСв> 2 -н 2,5, |
(9-69) |
где wm— скорость восходящего потока жидкости (газожидкост ной смеси), шсв — скорость свободного осаждения песчинки (с расчетным диаметром, равным среднему диаметру наиболее крупной фракции, составляющей около 20 % всего объема песка).
Если при заданных диаметрах труб и штанг условие (9.69) не выполняется, то можно уменьшить диаметр подъемных труб (или подобрать соответствующее сочетание подъемных труб и штанг), применить насосные установки с трубчатыми штангами, установить под насосом хвостовые трубы, спускаемые в зону перфорации, либо осуществить подкачку (подлив) чистой жид-
328
Рис. 9.9. Принципиальные схе мы песочных прямого (а) и обратного (б) действия и га зопесочного (в) якорей:
1 — эксплуатационная колонна; 2 — слой накопившегося песка; 3 — кор пус; 4 — приемная труба; 5 — отвер стия для ввода смеси в якорь; 6 — труба для ввода смеси; 7 — трубки для ввода жидкости и песка
АIs !
фrh
Л
'3
\ Ч
*1
В |
|
мк |
|
ф |
’Ч |
|
|
I P |
7 |
IfР У |
• J |
|
г |
|
~1 |
кости (нефти, воды) в затрубное пространство. Применение хво стовика уменьшает высоту пробки, образующейся на забое при остановке. На подлив затрачивается дополнительная энергия для подъема подливаемой жидкости, однако исключается воз можность прихвата насоса и хвостовика песком, заклинивания плунжера за счет уменьшения объемной концентрации песка
впотоке.
3.Применением песочных якорей (сепараторов) и фильт ров, устанавливаемых у приема насоса, осуществляется сепара ция песка от жидкости. Работа песочных якорей основана на гравитационном принципе. В якорях прямого и обратного дей
ствия (рис. 9.9, а и |
б) жидкость изменяет направление движе |
ния на 180°, песок |
отделяется под действием силы тяжести и |
осаждается в песочном «кармане», при заполнении которого якорь извлекают на поверхность и очищают. Условие эффектив ной работы — существование в якоре скорости восходящего по тока жидкости, меньшей скорости осаждения песчинок. По опытным данным А. М. Пирвердяна, якорь обратного действия значительно эффективнее якоря прямого действия, так как бла годаря трубе 6 (насадке) увеличивается скорость нисходящего потока жидкости с песком. Песочный якорь прямого действия одновременно может быть газовым якорем. Компоновка якоря обратного действия и однокорпусного газового якоря показана на рис. 9.9,в. Применение песочных якорей — не основной, а вспомогательный метод борьбы с песком, который целесообра зен в скважинах с непродолжительным поступлением песка или же с небольшим общим его количеством.
Противопссочныс фильтры, устанавливаемые у приема на соса, предупреждают поступление в насос песчинок средних и крупных размеров (более 6,01 мм в зависимости от соотношения размеров песчинок и каналов материала фильтра). Известны сетчатые, проволочные, капроновые, щелевые, гравийные, ме таллокерамические, цементно-песчано-солевые, песчано-пласт массовые, пружинные и другие фильтры. По данным А. М. Пир вердяна, лучшие — это сетчатые фильтры с размерами ячеек
0,25x1,56 мм. Однако вследствие быстрого засорения (забива ния, заиливания) противопесочные фильтры не нашли широкого распространения. Их целесообразно помещать в корпусе с «кар маном» для осаждения песка (не образуется забойная пробка, уменьшается скорость заиливания) или сочетать с песочным якорем.
4. Однако полностью избежать вредного влияния песка не удается. Некоторое количество песка поступает в насос и при водит к износу пары плунжер—цилиндр и клапанов. Поэтому используются специальные насосы для песочных скважин (см.
§ 9.1), а также ведутся работы по усовершенствованию стан дартных насосов и созданию новых конструкций для защиты трущейся пары плунжер—цилиндр. Например, можно отметить повышение износостойкости насоса (хромированный плунжер с азотированными втулками), применение насосов с малыми за зорами между плунжером и цилиндром, с сепаратором внутри плунжера, с гидрозащитой пары плунжер—цилиндр (с вязко пластическим уплотнением, с использованием феррожидкостей), плунжеров с круговыми канавками типа «пескобрей», магнит ных плунжеров, создание гидрозащиты при использовании по лых штанг и др.
Особенности откачки высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий
В последнее время в разработку вовлекаются месторождения с высоковязкими нефтями. Основной способ подъема таких неф тей на поверхность — насосный. Это объясняется малодебитностью скважин и экономической неэффективностью других спо собов. В процессе эксплуатации возникают осложнения, вызван ные силами гидродинамического трения при движении штанг в жидкости, а также движении жидкости в трубах и через на гнетательный и всасывающий клапаны. Вредное влияние гид родинамических сил трения сводится к увеличению Ртах, умень шению Рmin и коэффициента полезного действия ШСНУ. При откачке нефтей с вязкостью более 500 мПа • с может происхо дить «зависание» штанг в жидкости при ходе вниз (см. § 9.3).
Для уменьшения влияния вязкости применяют различные технические приемы и технологические схемы добычи. При от качке высоковязких нефтей используют специальные двухплун жерные насосы (см. § 9.1), увеличивают диаметры НКТ, насоса и проходные сечения в клапанах насоса, устанавливают тихо ходный режим откачки (уменьшают чисЛо качаний до 3— 4 мин-1 и длину хода до 0,6—0,9 м). Силы гидродинамического трения прямо пропорциональны скорости откачки Sn (см. § 9.3). Снижения вязкости откачиваемой жидкости можно достичь под ливом растворителя (маловязкой нефти) в затрубное простран-
ззо