Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 [ 53 ] 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70

до репера и обратно /pen=/pen/ffl и скорость звука Vsb - = 2Lpen/<pen, где /реп - Длина записи на эхограмме. Можно также записать hf = Lpen/yp pen. т. е. исключается необходимость определения Озв. На промыслах зачастую строят зависимость «зв от давления и используют ее на других скважинах этого же месторождения. Использование в высокочувствительных эхолотах электронных усилителей с фильтром для глушения помех и выделения измеряемого сигнала позволяет зафиксировать на ленте сигналы, отраженные от каждой муфты колонны НКТ. Умножая число пиков на длину трубы, определяют h/.

Известно применение также волномеров, которые представляют собой те же эхолоты ЭМ-52, только вместо звукового импульса в затрубное пространство посылается импульс давления газа. Метод волнометрироваиия разработан Ю. А. Балакиревым. Импульс давления газа создается либо кратковременным впуском газа из баллона высокого давления, либо выпуском газа из затрубного пространства с помощью специального быстродействующего отсекателя. Этот метод в отличие от эхбло-тировання позволяет определить динамический уровень в скважинах глубиной уже до 4000 м при избыточном давлении в затрубном пространстве (до 7,5 МПа). Наличие вспененной жидкости в затрубном пространстве затрудняет получение четкого отраженного сигнала. Во избежание вспенивания не допускается разрядка газа в затрубном пространстве, а гашения пены добиваются перепуском жидкости с устья. Имеется также система контроля уровня жидкости в скважине типов СКУ-1М и «Эхо» с глубиной измерения до 3000 м при давлении газа в затрубном пространстве до 15 МПа.

§ 9.5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ ШТАНГОВЫМИ НАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ, В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ

Осложнения в эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ, обусловлены большим газосодержанием на приеме насоса, повышенным содержанием песка в продукции (пескопроявле-нием), наличием высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий, существенным искривлением ствола скважины, отложениями парафина и минеральных солей, высокой температурой и др. -

Методы борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу насоса

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 исключением случаев, когда перепуск газа из затрубного пространства в нефтесборный трубопровод не осуществляется на устье. Затем подача возобновляется до нового срыва. Это объясняется тем, что приток в скважину продолжается, уровень подымается выше приема насоса, давление у приема возрастает, а наряду с этим цилиндр наполняется жидкостью вследствие утечек через 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 добиться повышения коэффициента наполнения ан- При отсутствии влияния вредного пространства (Авр = 0) работа насоса устойчива при любом даже самом низком коэффициенте наполнения. Это достигается либо применением насоса с нагнетательным клапаном в нижней части плунжера (НСН-2, НСВД), либо увеличением длины хода плунжера (длинноходовой насос, правильная посадка плунжера над всасывающим клапаном), либо одновременным увеличением длины хода плунжера при одновременном 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 РпрРъ, 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 осуществляют сепарацию (отделение) газа от жидкости и отвод его в затрубное пространство, а оттуда - перепуск в выкидную линию, где давление меньше давления газа (в НКТ, на поверхности). Сброс газа в атмосферу недопустим. В результате сепарации часть естественной энергии газа теряется и не используется для подъема жидкости.

II в. с. Бойко 321

Расчет газосодёржйнйя й ёёп&рации газа на прИеМе MCdtA

Количество свободного газа на приеме насоса, приведенное к нормальным (стандартным) условиям, можно определить как разность между количеством газа, выделяющимся при нормальных условиях, и количеством газа Vrp, которое растворено в нефти (растворением в воде пренебрегаем) в условиях приема насоса (можно установить при лабораторном анализе разгазн-рования проб нефти или оценить по закону Генри)

Vro = GoF„o-Frp = F„o [Go-ttp (p„p-po)] (9-60)

(no закону Менде-

и приведено к условиям приема насоса леева-Клапейрона)

VroPo ZnpTn

пр пр

Go-ар (рпр-Ро)

- ЬгцТоРпр

(9.61)

оТо Рпр

где Vho= Vh/h -количество нефти при нормальных условиях; Ьн -объемный коэффициент нефти; Va - количество нефти при условиях приема насоса; го, z„p - коэффициент сверхсжимаемости газа как функция давления и температуры соответственно при стандартных условиях (ро, То) и при условиях на приеме

(РпР. Рпр).

Из формулы (9.61) имеем газовое число, отнесенное к объему нефти Уц и характеризующее газосодержание на приеме насоса,

прпрРо

"IGo-ар(рпр-Ро)]

(9.62)

а также отнесенное к объему жидкости У (равному сумме объемов нефти Уа и воды Ув)

Рж =

v„ + v.

• = /?г(1-Пв),

(9.63)

где Пв - доля воды в продукции скважины по жидкости. Отсюда следует, что чем больще рпр, тем меньще Rr и Рж, а также чем больще Пв, тем меньще Рж.

Сепарацию газа у приема насоса характеризуют коэффициентом сепарации Стс. Коэффициент сепарации Ос - это отношение объема свободного газа Угз, уходящего в затрубное пространство, ко всему объему свободного газа Уг при термодинамических условиях у приема насоса:

Ff3 Vr3 V«

Vr Vr

VrVy,

(9.64)

(9.65)

apx-.

I I

hr 1

о <!> (>

apx.

I I I

I I I I I

1

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

/? = /?ж(1-0Ге) = /?г(1-Пв)(1-ас), (9.66)

где Рз = Утз1Ут - затрубное газовое число; Угтр -расход свободного газа, поступающего в насос и дальще в насосно-компрессорные трубы; /? = Угтр/Уг - трубное газовое число.

Сепарация газа на приеме насоса зависит от многих факторов. В простейщих 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 «арх. Траектории их движения показаны пунктиром. Очевидно, что коэффициент сепарации в неподвижной жидкости Осо равен отношению площади Рз поперечного сечения затрубного пространства между колонной / и трубами 2 к площади Рс проходного сечения колонны /, так как расходы газа пропорциональны этим площадям (см. рис. 9.6,а), т. е.

aco = FJFc. (9.67)

В движущейся жидкости каждый пузырек перемещается по криволинейной траектории (см. рис. 9.6,6), отличной от траекторий движения частиц жидкости, со скоростью, равной векторной (геометрической) сумме скорости движения жидкости «ж и скорости всплывания «арх (относительного движения). Скорость «ж можно представить вертикальной Vz и горизонтальной Vx составляющими. Ниже некоторого сечения А-А скорость движения пузырька равна алгебраической сумме скоростей Ож 11* 323

и Uapx- Выше сечения А-А вертикальная составляющая скорости движения пузырька равна уже алгебраической сумме Vz и Уарх, а горизонтальная составляющая равна Vx и способствует переносу пузырька в насос. В зависимости от соотношения вертикальной и горизонтальной составляющих скоростей движения пузырьков (Уг + Уарх)/У;с (параметр И. Г. Белова) они будут либо увлекаться в насос, либо проходить мимо него, т. е. отделяться (сепарироваться) от жидкости. Это приводит к уменьшению Ос по сравнению с Осо-

Скорость Vx тем больше, чем больше расход жидкости. Скорость Уарх зависит ОТ вязкости жидкости, плотности газа и жидкости, диаметра пузырьков, их взаимодействйя и др. При работе 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 сепарации устанавливают с учетом опытных данных обычно в виде:

1 + 1,05-

(9.68)

где Рж -объемный расход жидкости в условиях приема.

Скорость Уарх для бсзводной нсфти можно рассчитать по формуле И. Т. Мищенко, а для обводненной продукции- принять Уарх = 0,02 м/с при Лв<0,5 и Уарх = 0,17 м/с при Пв>0,5.

Газовые якоря

Сепарацию газа можно улучшить с помощью защитных устройств и приспособлений, называемых газовыми якорями (газосепараторами), которые устанавливают на приеме насоса. Вопросам защиты насосов от газа посвящены работы А. Н. Адо-нина, 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 направления газожидкостного потока на 180° пузырьки газа под действием архимедовой силы всплывают и частично сепарируются в затрубное пространство, а жидкость через отверстия 2 поступает 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 (отверстия) у входа. В двух-, трех- или четырехкорпусных (сек-

Рис. 9.7. Принципиальные схемы газовых якорей однокорпусного (а), двух-корпусного (б), однотарельчатого (й), зонтичного (г) и винтового (д):

1 - эксплуатационная колонна; 2 - отверстия; 3 - корпус; 4 - приемная труба; 5 - всасывающий клапаи иасоса; 6 - пеиогаситель; 7 - газоотводная труба; 8 - камера для накопления газа; J - тарелка; /О -манжеты; -крепление манжет; /2 - винт; 13 - стержень винта; 14 - обратный клапаи

ционных) якорях, представляющих собой систему нескольких параллельно работающих якорей, общий расход жидкости разделяется 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 7о, третий-30 "/о и четвертый -40 %. В процессе работы насоса поток жидкости в якоре между корпусом 3 и центральной трубой 4 прерывистый. При ходе нагнетания скорость жидкости в якоре равна нулю. Именно при это1 полуцикле пузырьки газа свободно всплывают в неподвижной жидкости и якорь выполняет свою функцию. При ходе всасывания жидкость с газом поступает 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 повысить созданием условий для коалесценции (объединения) пузырьков газа в большие пузырьки, скорость всплывания которых больше. Это особенно важно при откачке нефти с пенооб-разованием.

На рис. 9.7,6 показан двухкорпусный якорь, к нижней секции которого присоединен пеиогаситель 6. В пеногасителе