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

затрубное пространство и далее в выкидную линию. Для сепарации газа от жидкости на забое скважины применяют газовый якорь. Простейшая конструкция газового якоря приведена на рис. 4.1-51. Продукция скважины поступает в якорь через отверстия /, оттуда движется вниз по затрубному пространству 2. Диаметр наружной трубы выбирают такого размера, чтобы была обеспечена большая скорость всплытия газовых пузырьков по сравнению со скоростью движения жидкости

Рис. 4.1-50. Оборудование устья скважины канадского типа для спуска полых штанг

Рис. 4.1-51. Од-нокорпусный газовый якорь

Рис. 4.1-52. Многокорпусный газовый якорь

вниз. Таким образом, газ скапливается в якоре, отводится через входные отверстия и поднимается по затрубному пространству. По Вирнов-скому (Муравьев и Крылов, 1949), площадь поперечного сечения газового якоря для высоковязкой нефти составит

для маловязкой нефти

для воды

S„, = l,30S„,srtv, 5«, = 0,125„,s«irv, 5я,-0,000125„,5.

(4.1-59) (4.1-60) (4.1-61)

Обычно диаметр отверстий якоря составляет 2 мм. Формула (4.1-61) применяется для обводненности продукции более 80%. Длину газового якоря следует выбирать из расчета, чтобы за полный цикл хода плун-

жера (вверх и вниз) газовые пузырьки, поступившие вместе с жидкостью в межтрубное пространство, успели всплыть до верхних отверстий якоря. Практически длина газового якоря берется равной 20 диаметрам корпуса якоря. Если по приведенным формулам из-за небольшого диаметра скважины нельзя получить приемлемое значение 5я. г, спускают газовые якори, состоящие из двух или трех секций (рис. 4.1-52). В этом случае под площадью 5я.г следует понимать суммарную площадь поперечного сечения всех секций газового якоря. Так как диаметр корпуса якоря ограничивается диаметром скважины, в скважинах малого диаметра затруднен спуск обычных газовых якорей. В таких случаях применяют конструкцию, показанную на рис. 4.1-53. Жидкость и газ, минуя пакер, по трубе / поступает в затрубное пространство. Нефть направляется на прием штангового насоса через отверстие 2. Опыт подтверждает, что такая конструкция работает удовлетворительно даже при газовом факторе, достигающим 2000 м/м. Осложнения могут происходить из-за дросселирования потока в трубе / относительно малого диаметра или из-за негерметичности пакера.

При добыче легких нефтей с большим успехом применяют вибрирующие газовые якори (рис. 4.1-54). Этот якорь многосекционный. Процесс отделения газа в затрубном пространстве интенсифицируется за счет дисков, смонтированных на спиральных пружинах. Диски и пружины за счет движения потока продукции непрерывно вибрируют. Не всегда с помощью газового якоря можно удалить весь свободный газ из жидкости, поступающей на прием насоса. В таких случаях в скважину спускают насос, коэффициент наполнения которого почти не зависит от содержания газа. Преимущество штанговых насосов заключается в том, что при самом нижнем положении плунжера они имеют относительно малое вредное пространство.

Известно несколько конструкций штанговых насосов с интенсифицирующими устройствами, предназначенными для отделения газа. Рассмотрим одну из самых современных разработок. О ней упоминается в разделе 4.1.1., п. d. Разработаны модернизированные штанговые насосы трубные Т и вставные R для подъема тяжелых нефтей (рис. 4.1-55), в которых предусмотрен бронзовый кольцевой клапан /. С помощью этого клапана можно получить двухступенчатую конструкцию.

Принцип действия насоса показан на рис. 4.1-56: а - приведены различные положения плунжера; б - изменения нагрузки на полированный шток в зависимости от длины хода обычного насоса (штриховая линия) и усовершенствованной конструкции (сплошная линия); в-штриховой линией показано изменение давления в пространстве ниже плунжера в зависимости от длины хода в обычном насосе. Верхняя сплошная линия показывает изменение давления в полости между плунжером и всасывающим клапаном; нижняя сплошная линия - то же.

Рис. 4.1-53. Газовый якорь, спускаемый в скважины малого диаметра (ло Шмое, 1959)

между плунжером и всасывающими клапанами. Преимущества модернизированного насоса:

1) клапан плунжера открывается несколько раньше и более плавно при ходе вниз по сравнению с обычными насосами;

2) колонна штанг все время находится под нагрузкой, что снижает возможность ее изгиба, а также уменьшает или предотвращает возможность проявления гидроударов (см. раздел 4.1.1, п. f.2);

1{ -

Рис. 4.1-54. Вибрирующий газовый якорь

Рис. 4.1-55. Модернизированные штанговые насосы для подъема тяжелых нефтей (по Джаху и Уотсону, 1969)

3) при ходе вверх всасывающий клапан открывается раньше, и соответственно больше жидкости может поступить в цилиндр. При раннем открытии клапана увеличивается коэффициент наполнения насоса. Газ, содержащийся в высоковязких нефтях, вредно влияет на коэффициент наполнения, так как из-за значительного перепада давления при поступлении его в цилиндр насоса выделяется большое количество