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

Коэффициент наполнения можно определить по динамограммам или по замерам уровня в затрубном пространстве. Подачу насоса необходимо уменьшить, чтобы она соответствовала притоку.

Неполное наполнение цилиндра насоса может происходить из-за повышенных гидравлических сопротивлений на приеме насоса (или из-за наличия песка в продукции, или слишком малого диаметра приемного канала) или слишком высокой вязкости нефти. Последнее можно устранить путем подогрева или ввода растворителя или увеличением глубины погружения насоса.

Чтобы выявить связь между газосодержанием продукции и коэффициентом наполнения насоса, необходимо более подробно обсудить некоторые детали подъема газированной жидкости с помощью насоса.

В момент движения плунжера вверх цилиндр Рж насоса заполняется газожидкостной смесью при ~ давлении р,-, т. е. под тем же давлением, что и давление столба жидкости в затрубном пространстве (или динамическое забойное давление) рз.д (рис. 4.1-7). Когда плунжер находится в Р\9 самой верхней точке, пространство между на-гнетательным и всасывающим клапанами запол- ~7 няется смесью при давлении рз. д. Давление над нагнетательным клапаном рщ относительно вы- P"c. 4.1-7

сокое и почти равно давлению, создаваемому

столбом жидкости в НКТ высотой L. В начале движения вниз всасывающий клапан закроется, но нагнетательный откроется только тогда, когда опускающийся плунжер сожмет газожидкостную смесь между клапанами до давления, несколько превышающего рт. Плунжер далее опускается через смесь высокого давления до нижнего предельного уровня. Если между клапанами нет «мертвой» зоны, всасывающий клапан сразу же откроется в начале перемещения плунжера вверх. Однако если между клапанами будет «мертвая» зона, то всасывающий клапан откроется только в том случае, когда после расширения газожндкост-ной смеси ири подъеме плунжера давление в цилиндре насоса снизится ниже давления в затрубном пространстве рз. д.

Зависимости значений давлений р и нагрузок на полированный шток F от длины хода показаны штриховыми линиями на рис. 4.1-56, а я б, где НК - нагнетательный клапан, ВК - всасывающий клапан, О и 3 соответственно открытие и закрытие.

Из приведенных рассуждений видно, что присутствие газа снижает значение коэффициента наполнения по следующим причинам. При движении плунжера вверх некоторое снижение Д5пл происходит из-за задержки открытия всасывающего клапана, вызванного значительным расширением смеси в «мертвой» зоне. Это приводит к снижению эффективного объема цилиндра насоса. Кроме того, часть эффективного объема цилиндра занята газом. При движении плунжера вниз происходит дальнейшее уменьшение эффективного объема на АЗл из-за за-

держки открытия нагнетательного клапана. Коэффициент наполнения зависит главным образом от содержания газа в поступающей на прием насоса жидкости, от относительного объема «мертвой» зоны и отношения давлений рж/рз. д. Предположим, что засасываемый насосом свободный газ под давлением рз.д равномерно распределен в нефти и сжимаемость нефти и изменения в содержании растворенного газа пренебрежимо малы. Когда плунжер находится в верхнем положении, имеем

где У„. 1 - объем нефти в цилиндре между двумя клапанами; 3 д - удельный объем газа в том же пространстве при давлении рз.д; пл - общий объем, описываемый при полном ходе плунжера; У„. з - объем «мертвой» зоны. Решив относительно Уил, получим

Если плунжер находится в нижнем положении, можно записать:

где Ун. 2 - объем нефти в «мертвой» зоне, Rl - удельный объем газа в «мертвой» зоне при давлении pL- Отсюда

Vh..=-T. (4.1-47)

Предполагая, что коэффициент наполнения зависит только от наличия газа, вводя (?1 = (Уи. i - Vh. 2)« и 91 = Упл" в уравнение (4.1-44) и разделив на п, получим

пл

Подставляя вместо V„.i и Кн. а их выражения из формул (4.1-46) и (4.1-47), будем иметь

+ ?з.д I + Rl

Обозначим Км. з/Упл = й и R3nlRL=k, тогда

.=-гт«Ь--т+Ьг- <"•«

Соответственно коэффициент наполнения зависит от эффективного газового фактора жидкости, поступающей в цилиндр, относительного объема «мертвой» зоны k и изменения газового фактора k в зависимости от давления. На рис. 4.1-8 приведены кривые зависимостей, построенные по данным уравнения (4.1-48) при i?l = 0,l. Очевидно, что чем меньше относительный объем «мертвой» зоны k, тем выше коэффициент наполнения. Последний увеличивается также при уменьшении k. Так как k, равное RJRl, для данной скважины составляет Cpjps.s., k будет незначительным, если отношение RJps-p. мало. Для данного зна-

чения Pl это можно достигнуть увеличением глубины погружения плунжера ниже динамического уровня жидкости. Если количество скопившегося газа при давлении рл в «мертвой» зоне и объем его при расширении в результате падения давления до рз. дЛр; будет больше объема при одном ходе плунжера, тогда появляется так называемый газо-

Рис. 4.1-8. Кривые зависимости коэффициента наполнения насоса от k при Rl =0,1 и постоянном k

Рис. 4.1-9. Обвязки устья скважины, оборудованной штанговым насосом

вый затвор, после чего насос перестает поднимать какое-либо количество жидкости. Это можно выразить по Джаху и Уатсону (1969 г.) следующим соотношением:

ж.пр Вжп

1пл+ Vm.3

Коэффициент утечек жидкости т1кол. 1. Часть жидкости, подаваемой плунжером, может стекать через зазор между плунжером и цилиндром насоса, между шарами клапанов и седлами и проходить через посадочный конус насоса. Утечки «72 возрастают по мере износа насоса и могут быть значительными. При подъеме жидкости, содержащей песок, уплотнение между цилиндром и плунжером, весьма плотное вначале, будет быстро нарушаться, в результате чего потери жидкости быстро возрастают. При одном и том же зазоре потерн из-за пропусков жидкости тем больше, чем меньше вязкость нефти.

2. Количество теряемой жидкости может быть значительным в том случае, если подвеска НКТ старая. Это связано в основном с эрозией и в меньшей степени зависит от коррозии труб. Эрозия может возникнуть вследствие контакта стенки труб с движущейся колонной штанг или вследствие воздействия переменных нагрузок на резьбовые соединения. Периодические изгибы НКТ, удлинения и сокращения их вызывают износ резьбовых соединений. Этот процесс может быть ускорен проникновением между резьбами эрозионных твердых частиц или коррозион-но-активных жидкостей. Значительные утечки жидкости возникают, если перед спуском труб до их свинчивания резбовые соединения не были тщательно очищены. Из-за таких утечек значительное количество продукции скважин поступает в затрубное пространство. Утечки через трубки можно довольно просто определить после спуска хорошо подогнанного нового насоса, в котором утечками можно пренебречь. Насосно-компрессорные трубы заливаются нефтью до верха и затем через каждую минуту подливают нефть. Если утечки при этом превышают

1 8-546