Как проводится борьба с вредным влиянием газа на работу штангового насоса?

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 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.

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 поступает в кольцевое пространство между обсадной колонной и колонной НКТ. Вследствие достаточно большой площади поперечного сечения этого кольцевого пространства нефть с меньшей скоростью, чем всплывают пузырьки газа, движется вниз и поступает через отверстия в приемную трубу и далее – в прием насоса. Эффективность данной схемы сепарации достаточно высока, но она не может применяться в скважинах с небольшим динамическим уровнем, а также в скважинах с открытым забоем.

Наиболее широкое распространение получил газовый сепаратор, представленный состоящий из приемной трубы с перфорированную в нижней части отверстиями, через которые нефть (практически без свободного газа) поступает через внутреннюю трубку, перфорированную в нижней части, к приему насоса. Очевидно, что этот сепаратор эффективен при небольших дебитах скважин. При более высоких дебитах необходимо увеличивать размеры приемного устройства. Для лучшей сепарации газа из 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 в виде хвостовика с отверстиями в нижней части его. При этом диаметр хвостовика должен быть меньше диаметра НКТ на ½ дюйма.

В скважинах малого диаметра с высоким динамическим уровнем можно использовать пакерный сепаратор. Газожидкостная смесь из обсадной колонны поступает в приемную трубу и попадает в затрубное пространство над пакером: жидкая фаза стекает вниз и через отверстия 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.