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 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 [ 218 ] 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270

1,567+У,

Л,ас(1-5); (9.217)

у 1,5+0,32У.

- при содержании в газе однократного разгазирования свыше 30% азота (У > 30%)

1,567+У.

Р„„=0,68-«" •Р„,Л1-В). (9-218)

где - содержание в газе однократного разгазирования азота, %.

Представленные формулы можно использовать при О < В < 0,95, 3<y,<83%.

Глубину спуска насоса Н рассчитывают по формуле:

где Р, Ру, Р-соответственно давление на выходе из насоса (давление на выкиде), на устье и теряемое на преодоление гидравлических сопротивлений, МПа;

Рд - средняя плотность продукции скважины в НКТ (лифте), кг/м.

Для расчета высоты подъема продукции скважины можно использовать следующую приближенную зависимость

= Я, - 102 (Р„-Р) (9.220)

или более точные зависимости

(р р -р ] Я„=Я.„-10 ; (9.221)

г ПО

Н=Н,, -(Я,„ -Я,„„)-10--, (9.222)

Рл Рлб

где Рз - плотность продукции в затрубном пространстве, кг/м;

дин - динамический уровень, м;

Рз - давление в затрубном пространстве, МПа.

Приведенные формулы можно использовать при расчете СШНУ, если нет никаких ограничений, связанных, например, с определенными осложнениями в работе скважины или установки, которые должны быть учтены дополнительно.

9.3.20. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН С ОСЛОЖНЕННЫМИ УСЛОВИЯМИ

Установки скважинных штанговых насосов широко применяются для эксплуатации скважин с различными условиями, в том числе и для эксплуатации скважин, продукция которых содержит в своем составе значительное количество свободного газа, механических примесей (песка), воды, а также, когда в процессе эксплуатации наблюдаются отложения в подземном оборудовании парафина и минеральных солей. Особую сложность представляет собой эксплуатация искривленных скважин. Каждый из перечисленных факторов снижает эффективность работы УСШН, но особую опасность представляет совместное проявление указанных осложняющих факторов.

Рассмотрим проявление осложняющих факторов на эффективность эксплуатации скважин установками СШН.

9.3.20.1. Влияние свободного газа

Ранее было показано, что коэффициент наполнения насоса Р зависит от количества свободного газа, попадающего в цилиндр насоса при такте всасьшания Л (при давлении всасывания Р: давление на приеме насоса минус потери давления во всасывающем клапане АР), от количества свободного газа в мертвом пространстве насоса/? (при давлении нагнетания в цилиндре насоса Р: давление на выкиде установки Р плюс потери давления в нагнетательном клапане АР„ J, коэффициента мертвого пространства в насосе и коэффитщента сжимаемости жидкости Р. Величина в свою очередь зависит от давления на приеме насоса, газонасыщенности откачиваемой продукхдаи (газового фактора) при термобарических условиях на приеме насоса, коэффитщента растворимости газа, обводненности продукции и коэффициента сепаратщи свободного газа на приеме насоса. Совершенно очевидно, что некоторые из перечисленных параметров являются природными (коэффициент сжимаемости жидкости, обводненность продукции, га-зонасьштенность, коэффитдаент растворимости газа) и не подлежат ре-гулироватшю. Другими параметрами, такими, как: давление и температура на приеме насоса, коэффитщент мертвого пространства, коэффициент сепарации свободного газа можно управлять.

Все известные методы и способы борьбы с вредным влиянием газа могут быть разделены на две группы:

1. Методы, применяемые для предотвращения попадания свободного газа в насос (отделение газа от жидкости на приеме насоса или ниже его).

2. Методы, применяемые для снижения вредного влияния попавшего в насос свободного газа.

Для снижения вредного влияния свободного газа на работу скважинного штангового насоса в настоящее время используются следующие способы:

- увеличение давления на приеме насоса за счет его большего погружения под динамический уровень, что снижает количество свободного газа на приеме насоса;

- 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);

- увеличение длины хода плунжера; при этом снижается доля объема мертвого пространства в объеме, описываемом плунжером;

- 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 фавитационные сепараторы должны удовлетворять определенным фебованиям, 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 диамеф и длина газового сепаратора, определяющие потери давления в нем.

Известно большое количество гравитационных газовых сепараторов, основные схемы которых представлены на рис. 9.22.

Схема наиболее простого газоюго сепаратора приведена на рис 9.22 а (в этом случае скважина обязательно должна иметь зумпф). Насос устанавливается ниже интервала перфорации, а под ним закрепляется пер-