3. Коэффициент наполнения шсну и факторы, его определяющие. Влияние газа на работу глубинного насоса. Газовые и песочные якоря. Коэффициент подачи глубиннонасосной установки.

Коэффициентом наполнения насоса β называется отношение объема жидкости, поступившей в цилиндр насоса из скважины Vжс при такте всасывания, к объему, описанному плунжером Vs: β = Vжс / Vs

Под мертвым пространством насоса Vм будем понимать разность объема цилиндра насоса Кц и объема, описываемого плунжером Vs между нижней и верхней мертвыми точками (объем между всасывающим и нагнетательным клапанами, когда плунжер находится в нижней мертвой точке): Vм = Vц - Vs

При выводе зависимости для коэффициента наполнения принимаем следующие допущения:

1. Процесс изотермический.

2. Свободный газ равномерно распределен в жидкости в цилиндре насоса.

3. Процесс растворения свободного газа в жидкости и процесс выделения растворенного газа из жидкости равновесный.

4. Утечки отсутствуют.

Введем следующие обозначения:

где R_ц — газовое число в цилиндре насоса при давлении всасывания Р_вс;

где R_M — газовое число в мертвом пространстве насоса (плунжер находится в НМТ) при давлении нагнетания Р_наг.

и введем следующее обозначение

Коэффициент К называется коэффициентом мертвого пространства и характеризует численно долю мертвого пространства в объеме, описываемом плунжером.

откуда окончательно получаем:

Выражение (9.46) является общей формулой для расчета коэффициента наполнения скважинного насоса в рамках принятых допущений.

Анализ полученного выражения показывает, что мертвое пространство всегда оказывает отрицательное влияние на коэффициент наполнения (т.е. оно является вредным пространством) даже при откачке чистых жидкостей. Поэтому в реальных условиях невозможно получить коэффициент наполнения, равный 1. Количественное же влияние на коэффициент наполнения различных факторов различно. Соотношение R_ц и R_м связывает все процессы, происходящие в цилиндре насоса при его работе, и определяет фазовые превращения продукции скважины.

Коэффициент подачи глубиннонасосной установки.

Перемещение плунжера осуществляется между нижней мертвой точкой (НМТ) и верхней мертвой точкой (ВМТ) и характеризуется величиной, называемой длиной хода плунжера Sпл. Наружный диаметр плунжера Dпл принимается равным внутреннему диаметру цилиндра (хотя фактически между этими величинами имеется определенная разница 28; 8 — зазор между плунжером и цилиндром).

Объем продукции скважины, поступившей в цилиндр насоса при такте всасывания, равен объему, описанному плунжером от НМТ до ВМТ V:

V = Sпл *Fпл,

где F — площадь поперечного сечения цилиндра (м2),

Таким образом, за один насосный цикл ≪ход вверх — ход вниз≫ объем продукции, откачиваемый из скважины, составляет:

Обозначим число двойных ходов плунжера в мин через п. Тогда теоретическая минутная подача насоса составит Q'T:

Обозначая длину хода полированного штока (на поверхности) через 5, введем понятие условно теоретической подачи Qт.усл:

Фактическая суточная подача установки, измеряемая на поверхности по жидкости (после процесса сепарации) (QФ> может не совпадать с QT.усл по целому ряду причин. Отношение фактической подачи установки (QФ к условно теоретической подаче ее QT.усл назовем коэффициентом подачи установки и обозначим его через n:

Влияние газа на работу глубинного насоса

Коэффициент наполнения насоса β зависит от количества свободного газа, попадающего в цилиндр насоса при такте всасывания Rц (при давлении всасывания Рвс: давление на приеме насоса Рпр минус потери давления во всасывающем клапане ∆Рвс, от количества свободного газа в мертвом пространстве насоса Rм (при давлении нагнетания в цилиндре насоса Рнаг: давление на выкиде установки Рвык. плюс потери давления в нагнетательном клапане ∆Р наг), коэффициента мертвого пространства в насосе К и коэффициента сжимаемости жидкости βж. Величина Rц в свою очередь зависит от давления на приеме насоса, газонасыщенности откачиваемой продукции (газового фактора) при термобарических условиях на приеме насоса, коэффициента растворимости газа, обводненности продукции и коэффициента сепарации свободного газа на приеме насоса. Совершенно очевидно, что некоторые из перечисленных параметров являются природными (коэффициент сжимаемости жидкости, обводненность продукции, газонасыщенность, коэффициент растворимости газа) и не подлежат регулированию. Другими параметрами, такими, как: давление и температура на приеме насоса, коэффициент 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 насосаили 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.

Газовые и песочные якоря.

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.

Схема наиболее простого газового сепаратора приведена на рис. 9.22 а

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 поступает 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.

Влияние механических примесей

Серьезно осложняющим работу СШНУ фактором является содержание в откачиваемой продукции механических примесей (песка). Такая продукция, попадая в глубинный насос, приводит к износу пары трения ≪цилиндр—плунжер≫, клапанов, а в ряде случаев вызывает заклинивание плунжера в цилиндре и обрыв штанг.

Кроме того, чрезмерное количество песка в продукции приводит осаждению части его на забое скважин, образованию песчаных пробок и снижению продуктивности (так называемые пескообразующие скважины). Для предотвращения поступления песка в скважины широко используют специальное оборудование их забоев.

Существенный положительный эффект при эксплуатации пескообразующих скважин может дать применение песочных якорей, закрепляемых под всасывающим клапаном глубинного насоса. По принципу действия песочные якоря относятся к классу гравитационных сепараторов.

В якоре прямого типа скорость нисходящего потока жидкой фазы (в кольцевом зазоре) и скорость восходящего потока в трубе должны быть меньше скорости оседания частиц песка. Оседающий песок накапливается в корпусе-накопителе якоря, который очищается на поверхности после подъема при подземном ремонте скважины. При использовании песочных якорей вероятность образования песчаной пробки на забое скважины существенно понижается.