Борьба с вредным влиянием газа
Для снижения вредного влияния свободного газа на работу скважинного штангового насоса в настоящее время используются следующие способы:
1. увеличение давления на приеме насоса за счет его большего погружения под динамический уровень, что снижает количество свободного газа на приеме насоса;
2. снижение коэффициента мертвого пространства за счет использования насосов специальной конструкции (например, с двумя нагнетательными клапанами), а также за счет правильной посадки плунжера в цилиндре насоса (за счет точной подгонки длины штанговой колонны с учетом упругих деформаций штанг и труб);
3. увеличение длины хода плунжера; при этом снижается доля объема мертвого пространства в объеме, описываемом плунжером;
4. увеличение коэффициента сепарации свободного газа у приема насоса.
Возможности, преимущества и недостатки отмеченных способов очевидны. Рассмотрим более подробно возможность увеличения коэффициента сепарации свободного газа у приема насоса благодаря использованию специальных глубинных устройств, называемых газовыми якорями или газовыми сепараторами и устанавливаемых, как правило, ниже всасывающего клапана насоса.
Работа газовых сепараторов для скважинных штанговых насосов основана на принципе гравитационного разделения фаз. Эффективные гравитационные сепараторы должны удовлетворять определенным требованиям, основными из которых являются:
— скорость нисходящего потока в сепараторе жидкой фазы должна быть меньше скорости всплытия газовых пузырьков;
— рациональное соотношение между площадью выходных отверстий для газа в перфорированном ниппеле и площадью всасывающего клапана;
— рациональные диаметр и длина газового сепаратора, определяющие потери давления в нем.
Известно большое количество гравитационных газовых сепараторов, основные схемы которых представлены на рис. 5.28.
Схема наиболее простого газового сепаратора приведена на рис. 5.28, а (в этом случае скважина обязательно должна иметь
Рис. 5.28. Принципиальные схемы гравитационных газовых сепараторов:
I- нефть; II - газожидкостная смесь; III - газ 1 - обсадная колонна; 2 - колонна НКТ; 3 - колонна штанг; 4 - глубинный насос; 5 - продуктивный пласт; 6 - перфорированные отверстия; 7 - прием насоса (всасывающий клапан); 8 - отводная трубка; 9 - пакер; 10 - приемная труба; 11 внутренняя трубка
зумпф). Насос устанавливается ниже интервала перфорации, а под ним закрепляется перфорированный хвостовик того же диаметра, что и насосно-компрессорные трубы. Нефть с газом из продуктивного пласта 5 поступают в кольцевое пространство между обсадной колонной 1 и колонной НКТ 2. Вследствие достаточно большой площади поперечного сечения этого кольцевого пространства нефть с меньшей скоростью, чем всплывают пузырьки газа, движется вниз и поступает через отверстия 6 в приемную трубу 10 и далее — в прием насоса 7. Эффективность данной схемы сепарации достаточно высока, но она не может применяться в скважинах с небольшим динамическим уровнем, а также в скважинах с открытым забоем.
Газовый сепаратор пакерного типа представлен на рис. 5.28, б. Нефть с газом поднимается по обсадной колонне 1 до пакера 9. Затем эта смесь через приемную трубу 10 поступает в отводную трубку 8, расположенную в кольцевом пространстве между обсадной колонной 1 и НКТ 2. На выходе из отводной трубки 8 изменяется направление движения: жидкость стекает вниз и через отверстия 6 поступает к приему насоса 7, а газ уходит в затрубное пространство. Такая схема сепаратора позволяет избежать влияния динамического уровня в затрубномоступает к приему насоса 7, а газ уходит в затрубное пространство. Такая схема сепаратора позволяет избежать влияния динамического уровня в затрубном пространстве на эффективность его работы. Для снижения давления сепарации и повышения ее эффективности пакер устанавливают как можно выше над забоем или увеличивают длину отводной трубки 8.
Наиболее широкое распространение получил газовый сепаратор, представленный на рис. 5.28, в и состоящий из приемной трубы 10 с перфорированными в верхней части отверстиями 6, через которые нефть (практически без свободного газа) поступает через внутреннюю трубку 11, перфорированную в нижней части, к приему насоса 7. Очевидно, что этот сепаратор эффективен при небольших дебитах скважин. При более высоких дебитах необходимо увеличивать размеры приемного устройства, что видно из рис. 5.28, г. Для лучшей сепарации газа от нефти изменены размеры сепаратора, форма входных отверстий и их местоположение.
Для скважин с относительно низким давлением на приеме насоса в качестве газового сепаратора можно использовать приемную трубу 10 в виде хвостовика с отверстиями в нижней части его (рис. 5.28, д). При этом диаметр хвостовика должен быть меньше диаметра НКТ на 1/2 дюйма.
В скважинах малого диаметра с высоким динамическим уровнем можно использовать пакерный сепаратор, схема которого показана на рис. 5.28, е. Газожидкостная смесь из обсадной колонны поступает в приемную трубу 10 и попадает в затрубное пространство над пакером: жидкая фаза стекает вниз и через отверстия 6 поступает в прием насоса, а свободный отсепарированный газ поднимается вверх.
Таким образом, в настоящее время для эффективной эксплуатации скважин, продукция которых содержит значительное количество газа, имеется достаточно технических и технологических приемов, широко применяемых в практике разработки нефтяных месторождений.