5.20. Применение полых штанг

Рис. 5.30. Оборудо­вание устья скважины с полыми насосными штан­гами:

1 —глубинный насос; 2 — насосные трубы; 3 — трубные штанги; 4 — вы­кидная линия; 5 — отвод; 6 — фильтр; 7 — гибкий шланг

Кроме сплошных насосных штанг, могут применяться полые или трубчатые штанги. Полые штанги предназначены для передачи движения от головки балансира станка-качалки плунже­ру скважинного насоса при непрерывной или периодической подаче в полость насосных труб ингибиторов коррозии, ингибиторов отложения парафина, растворителей парафина, теплоносителей, деэмульгаторов, жидкости гидро­защиты насоса. Продукция скважины при этом отбирается по кольцевому пространству между полыми штангами и НКТ.

Другим вариантом применения полых штанг является откачка пластовой жидкости с высоким содержанием меха­нических примесей. При этом откачка пластовой жидкости проводится по центральному каналу. За счет малого диаметра проходного сечения увеличивается скорость движения отка­чиваемой жидкости по каналу, что препятствует выпадению (оседанию) механических примесей из потока жидкости. Полые штанги конструктивно состоят из трубчатой основной части и резьбовых концов, которые присоединяются к трубчатой части с помощью сварки.

Полые штанги подвешивают к головке балансира с помо­щью канатного подвеса и вертлюга. Устье скважины гермети­зируется сальником.

24 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 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.