Глава 1. Виробничий процес розробки та експлуатації нафтових родовищ 27 страница

°зв ^— °а + 0,2а _тах, (9.53)

Можливість використання формули (9.52) показав А.С. ВІрновський, (9.53) - В.П. Грабович, а формулу (9.54) дістав Б.Б. Круман на основі модифікованої діаграми Гудмена. Конструкції колон, які розраховано за даними формулами, різняться неістотно (не більш як на 5-10%), тому можна користуватися простішими формулами (9.53) або (9.54).

Для забезпечення втомової міцності зведені напруження зіставляють Із гранично допустимими зведеними напруженнями [а^] для вибраного матеріалу штанг за заданих умов експлуатації:

(9.55)

Гранично допустимі зведені напруження [о_зв] знаходять статистичним обробленням фактичних даних про обрив штанг в умовах даного нафтопромислового району, тобто з урахуванням впливу на колону штанг навколишнього середовища (корозійна втома металу). Для цього будують графік залежності середньої частоти обривів штанг від напруження у верхньому перерізі колони. Як гранично допустиме зведене напруження [о_ж] беруть напруження, за якого кількість обривів не перевищує 1-3 за рік.

У літературі існують таблиці значин гранично допустимого зведеного напруження [а™] залежно від марки сталі, виду термооброблення, діаметра насоса та корозійності продукції. Звичайно, [0^] = 70... 130 МПа.

Для зменшення ваги колони штанг її роблять дао- (із штанг двох різних діаметрів) або (за більших глибин) триступінчастою з умови рівноміцності ступенів. Ця умова полягає в тому, що зведені напруження у найнавантажєніших (верхніх) перерізах кожного із ступенів рівні між собою:

Озв (1) Озв (2) Фзв (3)•

Практично для конструювання штангових колон використовують таблиці (АзНДІ та Ін.), а іноді - номограми (А.Н. ГрузІнов) чи ана­літичні методики. За таблицями залежно від параметрів режиму (5, и) І діаметра насоса для вибраної марки сталі та заданої значили [сг_зв] вибирають конструкцію колони (одно-, дво- чи триступінчасту), діаметри штанг і довжину ступенів.

Врівноваження верстатів-гойдалок

Нерівномірне навантаження, яке діє на головку балансира, спричинює нерівномірну роботу електродвигуна. У найпростішій постановці за статичного режиму, коли динамічними навантаженнями і силами тертя можна знехтувати, ця робота додатна в разі руху штанг вверх (напрям діючого навантаження протилежний напряму руху штанг)

Л_ь = (Р'_ш + Р_р)3 (9.57)

і від’ємна в разі руху вниз (навантаження діє в напрямі руху штанг)

А_И=~Р'_Ш& (9.58)

тобто під час руху штанг вниз двигун приводиться в рух силою тяжіння колони штанг.

Така нерівномірність зумовлює прискорене спрацювання вузлів верстата-гойдалки, ненормальний режим роботи електродвигуна. Оптимальний режим його роботи буде забезпечено, якщо робота, яка виконується двигуном протягом одного подвійного ходу (у випадках руху штанг вверх і вниз) є стабільною. Стабільність роботи досягається врівноваженням верстата-гойдалки вантажами (див. § 9.1).

Величину і місцеположення вантажу можна встановити з умови рівності робіт у випадках руху штанг вверх і вниз.

На практиці для врівноваження версгата-гойдалки використовують номограми, які наводяться в паспортній характеристиці верстата- гойдалки. Остаточно врівноважження та його контроль виконують шляхом контролювання струму, який споживає електродвигун. Сила струму має бути однаковою у випадках ходу вверх і вниз. Перевірку виконують за допомогою переносного амперметра, який називають стперкліщами, що працюють за принципом трансформатора. Для розрахунку відстаней переміщення вантажу на балансирі і роторі використовують емпіричну формулу А.І. Рабіновича.

§ 9.4 Особливості дослідження насосних свердловин і динамометрування штангових насосних устатковань

Роботу свердловини, обладнаної ШСНУ, контролюють шляхом її дослідження і динамометрування устатковання,

Динамометрування устатковань

Діаграму навантажень на гирловий опок залежно від його ходу називають динамограмою, а її зняття - динамометруванням ШСНУ. Його виконують за допомогою динамографа. Залежно від принципу роботи розрізняють механічні, гідравлічні, електричні, тензометричні та інші динамографи.

У найпоширенішому гідра&іічному динамографі конструкції Г.М. Мінінзона типу ГДМ-3 навантаження, що діє на шток, передається через важельну систему на мембрану камери, яка заповнена рідиною (спиртом або водою), де виникає підвищений тиск. Тиск рідини в камері, що пропорційний навантаженню на шток, передається по капілярній трубці на гелІксну пружину. Під час збільшення тиску геліксна пружина розкручується, а перо, яке прикріплене до її вільного кінця, рисує лінію на паперовому діаграмному бланку.

Бланк закріплений на рухомому столику, який за допомогою приводного механізму перемішується пропорційно ходу гирлового штока. У результаті дістають розгортку навантаження Р залежно від довжини ходу 5. Для знімання динамограми вимірну частину динамографа встановлюють між траверсами канатної підвіски штанг, а нитку приводного механізму самописця прикріпляють до нерухомої точки (гирлового сальника). Масштаб ходу змінюють зміною діаметра шківа самописця (1:15, 1:30, 1:45), а зусилля — перестановкою опори месдози і важеля (40, 80 і 100 кН).

а

р			ямг
^ 1-і ^4ші,
			Г Г
		-і і	. к *1
	’ я			т /
і	Л*		53- оІ,	^нмг VI

Рисунок 9.4 - Динамограми робст штангового насоса з урахуванням статечних навантажень і сил тертя (а), навантажень інерційних (б) і динамічних (в); в.м.т. і н.м.т. - мертва точка відповідно верхня та нижня (стрілками показано хід запису динамограми)

За допомогою динамограми можна знайти максимальне та міні­мальне навантаження, довжину ходу штока і плунжера, зрозуміти динамічні процеси в колоні штанг, виявити ряд дефектів і неполадок у роботі ПІСНУ і насоса.

На рис. 9.4, а показано найпростішу динамограму нормальної роботи насоса, яка має форму правильного паралелограма (позначення наводяться в § 9.3). Сили тертя напрямлені проти руху, тому в разі руху вверх вони збільшують навантаження, а в разі руху вниз - зменшують. Інерційні навантаження зумовлюють “інерційний поворот” динамо­грами відносно нормального її положення (рис. 9.4, б). Хвилястий ха­рактер ліній зумовлений коливальними процесами в штангах (рис. 9.4, в).

Практичні динамограми за виглядом завжди відрізняються від теоретичної. Зіставляючи зазначені динамограми, можна виявити дефекти та неполадки в роботі устатковання і насоса (рис. 9.5).

Таке розшифрування динамограм можливе за невеликих глибин, малих динамічних навантажень і діаметрів насоса. За великих динамічних навантажень динамограма, яку отримано за допомогою ГДМ-3, значно викривлюється, що утруднює надійний контроль за роботою насосів. За таких умов доцільно знімати глибинні динамограми, які відповідають нижньому кінцю штангової колони, або перераховувати динамограми, які отримано за допомогою наземного динамографа, на глибинні.

Щоб зняти динамограму за допомогою ГДМ-3, потрібно зупинити верстат-гойдалку. На автоматизованих промислах втілено перехід на знімання динамограми дистанційно з диспетчерського пункту з використанням стаціонарно встановлених тензометричних давачів зусиль і давачів лінійних та кутових переміщень.

/ /	Ґ і / у	п
е п	£';	ж
ги	и і	ї'ЧІ ! ■"і)

і- і

Рисунок 9.5 - Практичні динамограми роботи штангового насоса: а - нормальна тихохідна робота; б - вгшив газу; є - перевищення подавання насоса над припливом у свердловину; г - низька посадка плунжера; г- вихід плунжера з циліндра невсгавного насоса; д - удари плунжера об верхню обмежуючу гайку вставного насоса; е ~ втікання в нагнітальній частині; ж - повний вихід із ладу нагнітальної частини; з—повний вихщ із ладу всмоктувальної частини; и — напівфонтанний характер роботи насоса; і - обрив штанг (пунктиром показано лінії теоретичної динамограми)

Для телемеханізації використовують систему телемеханіки ТМ-620, яка забезпечує телекерування двопозиційними виконавчими пристроями ТК, телевимірювання інтегральних (дебіт) ТИ і поточних (тисків та ін.) ТВП значин параметрів, телединамометрування (телеконтроль) ТД₍ телесигналізацію аварійного стану ТС А, телесигналізацію стану двопози цінного об’єкта ТСС, а також двобічний телефонний зв’язок. Спільно із системою ТМ-620 працює

прилад телединамометрування частотний ПТЧ. Система типу ТМ-660Р “Хазар” як лінію зв’язку має також виділений радіоканал. Розроблено об’єнггно орієнтовані мікропроцесорні комплекси, за допо­могою яких можна дистанційно керувати кущами (групою) сверд­ловин із механізованим (газліфтним, насосним) видобуванням нафти.

Дослідження свердловин, обладнаних штанговими насосними устатктаннями

Свердловини, які обладнано ШСНУ, досліджують в основному на усталених режимах з метою одержання індикаторної діаграми £? (Ар) і залежності <2 від режимних параметрів роботи устатковання.

Згідно з рівнянням (9.2) дебіт задають величинами 5^і і я, змінюючи одну з них для переходу до другого режиму відбирання рідини.

Дослідження свердловин, обладнаних ШСНУ, утруднюється тим, що опустити глибинні прилади в насосні труби неможливо, оскільки цьому перешкоджає колона штанг. У даному разі особливість дослід­ження порівняно з іншими способами експлуатації свердловин пов’язана з визначенням вибійного тиску р_в, який можна визначити прямим або опосередкованим шляхом. Опосередковані методи призводять до більших похибок і можуть бути застосовані тільки для обмеженої кількості свердловин, у тому числі й дуже обводнених. Необхідної точності результатів можна досягти лише безпосереднім вимірюванням параметрів у свердловині.

Існують два способи опускання приладів у такі свердловини: на колоні НКТ; на дроті чи на кабелі. Для прямого вимірювання вибійного тиску р_в за першим способом ліфтові свердловинні манометри підвішували до вхідного патрубка ШСН і опускали у свердловину разом із НКТ. Годинниковий механізм із багатодобовим заводом забезпечував можливість місцевої реєстрації тиску в процесі дослідження. Але необхідність виконання спуско-підіймальних опера­цій НКТ обмежила застосування ліфтових манометрів.

Для прямого вимірювання вибійного тиску р_в за другим способом у затрубний простір на сталевому дроті діаметром 2...2,2 мм через патрубок гирлового обладнання (за ексцентричного підвішування НКТ) опускають малогабаритний свердловинний манометр діаметром 22„.25. Одна з основних переваг способу - оперативність. Але в глибоких і викривлених свердловинах можливі прихоплення і обриви дроту.

Відомо також спосіб, коли прилади опускають на кабелі, а потім уже опускають колону труб із насосом.

Прямі вимірювання вибійного тиску р_в забезпечують отримання надійних результатів дослідження. Тому доцільно використовувати давачі тиску, що постійно знаходяться у свердловині.

Знайти вибійний тиск р_в опосередкованим шляхом можна за формулою гідростатичного тиску

А = Лдр_р& (9.59)

де Л_д - висота динамічного рівня рідини; р_р - середня густина рідини у свердловині (у затрубному просторі і нижче входу в насос), яку звичайно беруть такою, що дорівнює густині розгазованої нафти з урахуванням обводнення (через труднощі в її розрахунку).

Глибину й'_д від гирла свердловини до динамічного рівня рідини (глибину динамічного рівня) визначають ехолотом. Тоді Л_д= Н-Н'_я.

Суть ехометрії полягає в такому. У затрубний простір за допомогою давача імпульсу звукової хвилі (порохової ляпавки) посилається звуковий імпульс. Звукова хвиля, проходячи по стовбуру свердловини, відбивається від рівня рідини, повергається до гирла свердловини і вловлюється кварцовим чутливим мікрофоном. Мікрофон з’єднано через підсилювач із реєструвальним пристроєм, який записує всі сигнали (вихідні та відбиті) на паперовій стрічці у вигляді діаграми. Сірічка перемішується за допомогою стрічкопротяжного механізму зі сталою швидкістю v_CTp. Вимірюючи довжину запису /_рщ між імпульсами сигналів на ехограмі, знаходимо тривалість проходження звукового сигналу від гирла до рівня і назад:

t - ^Р^|в

?^ів V * ^v стр

Тоді відстань від гирла до динамічного рівня

і / Vb

^{— V}3B 2 ’

де v_3B - швидкість звуку в газовому середовищі затрубного простору.

Але метод ехометрІЇ мас ряд недоліків. Швидкість V_iB залежить від тиску, температури та іустини газу. Похибка визначення V_3B знижує

точність результатів дослідження. Похибка результатів зменшується, якщо їх знаходять за змінами динамічного рівня. Для зменшення похибки на колоні НКТ поблизу рівня на заданій глибині Lp._n попередньо під час чергового ремонту встановлюють репер-відбивач. Як репер використовують потовщену муфту чи відрізок труби, який на 50-60% перекриває затрубний простір. На ехограмі дістаємо сигнал, відбитий від репера. Тоді аналогічно визначаємо тривалість проходження хвилі до репера і назад

_ Уп

'pen

стр

2 L

„ _ ^z Уп

’зв *

*реп

де /реп - довжина запису на ехограмі.

Можна також записати

L' __ ^регЛів

^ЛД ^— “~~7 ’

'реп

тобто виключається необхідність знаходження швидкості звуку v_3B.

На промислах часто будують залежність швидкості звуку v_3B від тиску і використовують її на інших свердловинах цього самого родовища. Використання у високочутливих ехолотах електронних підсилювачів із фільтром для заглушення перешкод та виділення вимірюваного сигналу дає змогу зафіксувати на стрічці сигнали, які відбито від кожної муфти колони НКТ. Помноживши кількість піків сигналів на довжину труби, знаходять глибину динамічного рівня Іі'_л

Використовують також хвилеміри, які являють собою такі самі ехолоти, але замість звукового імпульсу в затрубний простір посилається імпульс тиску газу. Імпульс тиску газу створюється або короткотривалим впусканням газу з балона високого тиску, або випусканням газу із затрубного простору за допомогою спеціального швидкодіючого відсікана. За допомогою цього методу на відміну від ехометрії можна знайти положення динамічного рівня у свердловинах глибиною вже до 4000 м за надлишкового тиску в затрубному просторі (до 7,5 МПа).

Наявність спіненої рідини в затрубному просторі утруднює одержання чіткого відбитого сигналу. Для запобігання спінювання

неприпустимо виконувати розрядку газу із затрубного простору; гасять піну перепусканням рідини з гирла в затрубний простір.

Відомо також системи контролю рівня рідини у свердловині типів СКР-ІМ і “Ехо” із глибиною вимірювання до 3000 м за тиску газу в затрубному просторі до 15 МПа.

§ 9.5 Експлуатація свердловин, обладнаних штанговими устаткованнями, в ускладнених умовах

Ускладнення в експлуатації свердловин, обладнаних ШСНУ, зумовлюються великим газовмістом на вході насоса, підвищеним вмістом піску в продукції(пІскопрояви), наявністю високов’язких нафт І водонафтових емульсій, великим викривленням стовбура свердло­вини, відкладами парафіну та мінеральних солей, високою температурою і т.ін.

Методи боротьби зі шкідливим впливом вільного газу на роботу насоса

Нафтовий газ виконує роботу, пов’язану з підніманням рідини з вибою на поверхню. Проте велика кількість вільного газу на вході в насос призводить до зменшення коефіцієнта наповнення насоса аж до зриву подавання. Зрив подавання продовжується від кількох до десятків хвилин, за винятком випадків, коли здійснюється нерепускання газу із затрубного простору в нафгозбірний трубопровід. Потім подавання відновлюється до нового зриву. Це пояснюється тим, що приплив до свердловини продовжується, рівень піднімається вище входу в насос, тиск на вході зростає, а разом з тим циліндр наповнюється рідиною внаслідок витікання через зазор плунжерної пари і в нагнітальному клапані.

Відомо кілька методів боротьби зі шкідливим впливом вільного газу на роботу насоса. Із формули (9.8) випливає, що зі зменшенням частки шкідливого простору А'щк можна досягти підвищення коефіцієнта на­повнення 0Сц. За відсутності впливу шкідливого простору (£щк ⁼ 0) робота насоса стійка за будь-якого, навіть дуже низького, коефіцієнта наповнення. Це досягається або застосуванням насоса з нагнітальним клапаном у нижній частині плунжера (НСН-2, НСВД), або збіль­шенням довжини ходу плунжера (довгоходовий насос, правильна посадка плунжера над всмоктувальним клапаном), або збільшенням довжини ходу плунжера за одночасного зменшення діаметра насоса. Але тип насоса завади має бути правильно підібраним до умов свердловини.

Основний метод боротьби зі шкідливим впливом вільного газу на роботу насоса - зменшення газовмісту в рідині, яка надходить у насос. У разі збільшення глибини занурення насоса під динамічний рівень збільшується тиск на вході в насос, у результаті зменшується об’єм вільного газу за рахунок стискання І розчинення більшої кількості газу в нафті. Якщо тиск на вході в насос >р„, то вільного газу взагалі немає на цій глибині, тобто шкідливий його вплив припиняється, де р_н - тиск насичення нафти газом. За нормальної роботи глибина занурення насоса дорівнює 20...50м (р^ ~ 0,15...0,4 МПа), а за наявності газу її доводять за можливості до 250...350 м, що відповідає близько 30% р_н = 2...3 МПа). Проте це потребує використання більшої кількості обладнання (штанг, труб, ВГ більшої вантажопідіймальності) та збільшення його ремонта ості. Тому перед входом у насос виконують сепарацію (відокремлення) газу від рідини і відведення його в затрубний простір, а звідти - перепускання у

викидну лінію, де тиск менший за тиск газу (в НКТ, на поверхні). Скидати газ в атмосферу недопустимо. Внаслідок сепарації частина природної енергії газу втрачається і не використовується для піднімання рідини.

Розрахунок газовмісту та сепарації газу на вході в насос

Кількість вільного газу на вході в насос, яка зведена до нормальних (стандартних) умов, можна визначити як різницю між кількістю газу, що виділяється за нормальних умов, і кількістю ту У_гр, розчиненого в нафті (розчиненням у воді нехтуємо) в умовах входу в насос (можна встановити лабораторним аналізом розгазування проб нафти або оцінити за законом Генрі). Тоді кількість вільного газу за стандартних умов

^о=С₀Г_но-К_Гр=К,_1о[С0-а_р (р_вх - р₀)1 (9.60)

і зведена до умов входу в насос (за законом Клапейрона-Менделеева)

К_{г =} ^К'0£о А =[_Со-а_?(р_м-рА^У»^г^^р<>, (9.61)

“г0 *0 Рюі

де С(і" експлуатаційний газовий фаюор; У„о - кількість нафти за стандартних умов, /Ь_и; Ь_н - об’ємний коефіцієнт нафти;

- кількість нафти за умов входу в насос; У_гр - кількість газу, розчиненого в нафті; Ор- коефіцієнт розчинення газу в нафті; г_го, 2_ГВХ - коефіцієнти стисливості газу як функція тиску і температури відпо­відно за стандартних умов (ра То) і за умов на вході в насос (р_ЕХ, 7^).

Згідно з формулою (9.61) дістаємо газове число, яке віднесене до об’єму нафти ї'^г_н і характеризує газовміст на вході в насос,

= к -Ор(лх. (9.62)

Ун %²гОп)/^,вх

а також віднесене до об’єму рідини У_р (дорівнює сумі об’ємів нафт У_и і води ¥_в):

^У«.Д_г(1-Я.), (9.63)

^р у_р УнУн + У*

де п_в - частка води в рідині (обводненість рідини).

Отже, чим більший тиск на вході в насос р_вх, тим менші газові числа Я_т і Я_р, а також чим більша частка води я_в, там менше газове число Л_р.

Сепарація газу на вході в насос характеризується коефіцієнтом сепараі{ії <5_с - відношенням об’єму вільного газу У_гз, який надходить у затрубний простір, до всього об’єму вільного газу У_Т за термодинамічних умов на вході в насос:

У_г У_г У_р к

або

у У_г-У_гп У_ГТпУп Я'

п = —_ИЕ. = і—!ИЕ_р - (9.65)

К У_г КУ_Р Лр

звідки

Л' = Л_р(і-а_с) = Л_г(і-л_в)(і-аД (9.66)

де Я₃ = У_гз/ У_г - затрубне газове число; У_ггр - витрата вільного газу, який надходить у насос і далі в насосно-компресорні труби; Я '= У_ГТр/ У_г - трубне і'азове число.

Сепарація газу на вході в насос залежить від багатьох чинників. За найпростіших умов її можна подати у вигляді, зображеному на рис. 9.6.

Вважаємо, що бульбашки газу рівномірно розподілені в рідині. На кожну бульбашку діє архімедова сила; ці бульбашки спливають у

рідині зі швидкістю '’_арх. Траєкторії їх руху на рис. 9.6. зображено пунктиром. Очевидно, що коефіцієнт сепарації в нерухомій рідині о_то дорівнює відношенню площі /'з поперечного перерізу затрубното простору між експлуатаційною колоною і насосно-компресорними трубами до площі Р_с прохідного перерізу експлуатаційної колони (свердловини), оскільки витрати газу пропорційні цим площам (рис. 9.6, а), тобто

(9.67)

Рисунок 9.6 — Сепарація газу в міжгрубному просторі в рідинах: а - нерухомій;

б- рухомій; 1 - бульбашка газу; 2 - експлуатаційна колона;

З - внутрішня труба

У рухомій рідині кожна бульбашка переміщується по криволінійній траєкторії (рис. 9.6, б), яка відрізняється від траєкторії руху частинок рідини, зі швидкістю, що дорівнює векторній (геометричній) сумі швидкостей руху рідини У_р і швидкості спливання і’_арх (відносного руху). Швидкість рідини у_р можна подати у вигляді вертикальної у_г і горизонтальної складових. Нижче деякого перерізу А-А швидкість руху
бульбашки дорівнює алгебраїчній сумі швидкостей v_p і v_apx. Вище перерізу А-А вертикальна складова швидкості руху бульбашки дорівнює вже алгебраїчній сумі v_z і v_apK. а горизонтальна складова дорівнює v_x і сприяє перенесенню бульбашки в насос. Залежно від співвідношення вертикальної і горизонтальної складових швидкостей руху бульбашок (v_z + v_apK) / v_x (параметр І.Г. Бєлова) вони будуть або захоплю­ватися в насос, або проходити повз нього, тобто відділятись (се­паруватися) від рідини. Цс призводить до зменшення ст_с порівняно 3 G_co.

Швидкість v_x тим більша, чим більша витрата рідини. Швидкість Ущк залежить від в’язкості рідини, густин газу та рідини, діаметра бульбашок, їх взаємодії та ін. Під час роботи насоса його вхід переміщується вверх і вниз на величину деформації НКТ. Всмоктування відбувається лише під час руху плунжера вверх, (вхід насоса також переміщується вверх), а під час руху вниз газ сепарусться. Тому коефіцієнт сепарації встановлюють з урахуванням дослідних даних звичайно у вигляді:

^стс=-------- ^CcV ('⁹-68)

1 + 1,05-^-

^І’арх

де Q_p - об’ємна витрата рідини в умовах входу в насос.

Швидкість Vapx для безводної нафти можна розрахувати за формулою І.Т. Міщенка, а для обводненої продукції - взяти

i’apx=0,2 м/с за и_в< 0,5 І Vap_X = 0,17 м/с за и_в ^> 0,5.

Газові якори

Сепарацію газу можна покращити за допомогою захисних пристроїв, які називають газовими якорями (газосепараторами) і встановлюють на вході в насос. Принципові схеми деяких газових якорів показало на рис. 9.7, Робота їх грунтується на використанні сил гравітації (спливання), інерції, а також їх поєднання,

В однокорітусному якорі (рис. 9.7, а) зі зміною напряму газорідинного потоку на 180° бульбашки газу під дією архімедової сили спливають і частково сепаруються в затрубний простір, а рідина через отвір 2 надходить у центральну вхідну трубу 4 на вході в насос. Ефективність сепарації визначається співвідношенням швидкостей рідини та газових бульбашок і конструктивним виконанням сепаратора (незахищений відкритий вхід або дірчастий фільтр).

	\! \

Рисунок 9.7 — Принципові схеми газових якорів: а - однокорпуеного; б - двокорпус­ного; в - однотарІлчастого; г - параеолькового; д - гвинтового; 1- експлуатаційна колона; 2 - отвір; 3 - корпус; 4 - приймальна труба; 5 - всмоктувальний клапан насоса; 6 - піногасник; 7 - газовідвідна труба; 8 - камера для накопичення газу; 9-тарілка, 10 - манжети;

11 - кріплення манжет; 12 - гвинт; 13 - стрижень гвинта; 14 - зворотний клапан

На рис. 9.7, б показано схему двокорпусного якоря з фільтром (отвори) на вході. У дво-, три- або чотирикорпусних (секційних) якорях, які являють собою систему з кількох паралельно працюючих якорів, загальна витрата рідини розподіляється на частини, унаслідок чого зменшується швидкість рідини в зоні поділу фаз і підвищується ефективність сепарації. І.Г. Белов пропонує в чотирикорпусному якорі вибирати таку кількість отворів, щоб у перший зверху корпус надходило 10% витрати, у другий - 20%, третій - 30% і четвертий - 40%. У процесі роботи насоса потік рідини в якорі між корпусом 3 і центральною трубою переривчастий. Під час нагнітання швидкість рідини в якорі дорівнює нулю. А саме на цьому півциклі бульбашки газу вільно спливають у нерухомій рідині і якір виконує свою функцію. Під час всмоктування рідина з газом надходить в якір. Бульбашки газу не можуть проникати в насос, якщо довжина їх спливання під час нашітання буде не меншою за довжину входу рідини з бульбашками в якір під час всмоктування. За цієї' умови розраховують довжину і площу прохідного перерізу якоря. Ефективність сепарації можна підвищити створенням умов для коалесценції (об’єднання) бульбашок газу у великі бульбашки, швидкість спливання яких більша. Це надзвичайно важливо в разі відпомповування нафти з ціноутворенням.

На рис. 9.7, б показано схему двокорпусного якоря, до нижньої секції якого приєднується піногасник 6. У піногаснику утворюються бульбашки великих розмірів. Через газовідвідну трубу 7 вони виходять у затрубний простір, спливаючи там з великою швидкістю, і частково руйнують піну. У камері 8 цього ж якоря вище верхніх отворів фільтра утворюється газова шапка, газ з якої періодично виривається у вигляді великих бульбашок І вільно спливає по обсадній колоні.

В однотарілчастому якорі (рис, 9.7, в) під тарілкою 9, краї якої повернуті вниз, бульбашки газу коалесценціюють, а сепарація газу відбувається під час обтікання тарілки і руху суміші горизонтально над тарілкою до отворів 2 у всмоктувальній трубі 4.

Високу сепараційну ефективність забезпечує багатосещійний (восьмитарілчастий) якір. Ефективність його роботи можна підвищити, використовуючи глибокі тарілки (глибиною до 80 мм) із трубками для випускання газу з них, а також чергуючи тарілки з газовивідними трубами і тарілки без таких труб.

Дата добавления: 2015-08-29