4 Область применения газлифтного способа добычи нефти Когда плас. Газлифтная добыча нефти
![]()
|
Рис. 4.8 Схема газлифтной скважины с использованием пусковых отверстий На подъемных трубах ниже статического уровня на определенном расстоянии друг от друга устанавливают муфты с отверстиями. В кольцевое пространство нагнетают рабочий агент и отжимают жидкость в подъемные трубы через первую муфту. Когда уровень жидкости в кольцевом пространстве снижается до первого отверстия, часть газа проникает в подъемные трубы и газирует находящуюся в них жидкость. В результате происходит перемещение газожидкостной смеси до устья и ее выброс. После выброса давление над вторым отверстием снижается и происходит дальнейшее вытеснение и газирование жидкости в подъемных трубах через второе отверстие. Таким образом, уровень в скважине можно снизить до башмака подъемных труб любой длины и пустить скважину в эксплуатацию. ^ Недостатком данного метода является повышенный удельный расход газа при нормальной работе скважины, т.к. пусковые отверстия остаются открытыми. В настоящее время этот метод не применяется. 7. Метод применения пусковых клапанов. При использовании метода пусковых отверстий значительно увеличивается удельный расход рабочего агента, так как в процессе работы скважины газ проникает в подъемные трубы через все пусковые отверстия. Поэтому после пуска скважины в эксплуатацию пусковые отверстия необходимо закрыть. Для этой цели применяют пусковые клапаны, которые спускают в скважину установленными на насосно - компрессорных трубах в закрытом состоянии. Клапаны вступают в работу поочередно сверху вниз по мере вытеснения жидкости из кольцевого пространства, ее газирования в подъемных трубах и выброса газожидкостной смеси на поверхность. После пуска скважины в работу давление снижается до рабочего и клапаны закрываются. ^ 4.14. Глубинные газлифтные клапаны В настоящее время при эксплуатации скважин используется большое количество различных глубинных клапанов, принципиально предназначенных для установления или прекращения взаимосвязи подъемника с различными межтрубными пространствами. Все многообразие глубинных клапанов можно классифицировать по следующим признакам: 1. По назначению: 1.1. Пусковые - предназначены, в основном, для запуска газлифтных скважин в эксплуатацию, но широко применяются и при других способах эксплуатации; например, для повышения эффективности работы скважин при явлении пульсации (сглаживание пульсаций). 1.2. Рабочие - предназначены для ввода газа в подъемник при газлифтной эксплуатации. 1.3. Концевые - предназначены для поддержания рабочего уровня жидкости ниже этого клапана и обеспечивают равномерное поступление газа в подъемник через клапан при изменении расчетных параметров газлифта, предотвращая явление пульсации. Устанавливаются эти клапаны вблизи башмака подъемника. 2. По конструкции: 2.1. Пружинные. 2.2. Сильфонные. 2.3. Комбинированные. 3. По характеру работы: 3.1. Нормально открытые. 3.2. Нормально закрытые. 4. По давлению срабатывания: 4.1. От давления в затрубном пространстве. 4.2. От давления в НКТ (подъемнике). По принципу действия клапаны являются дифференциальными. На рис. 4.9 приведены основные схемы глубинных клапанов. Все клапаны нижней части имеют промывочные обратные клапаны (на рис. 4.9 они не показаны). ![]() Рис. 4.9. Принципиальные схемы глубинных клапанов: а - пружинный; б - сильфонный, срабатывающий от давления в затрубном пространстве Рк; в - сильфонный, срабатывающий от давления в трубах Рт (подъемнике); г - комбинированный; 1 - нижнее седло клапана; 2 - нижний клапан; 3 - шток клапана; 4 - сильфонная камера; 5 - регулировочная гайка; 6 - пружина; 7 - упор пружины; 8 - отверстие в корпусе клапана; 9 - верхний клапан; 10 - верхнее седло клапана; 11 -корпус клапана; 12 - стенка НКТ Пружинный клапан (рис. 4.9, а) - по характеру работы относится к нормально открытым клапанам дифференциального типа. Клапан состоит из двух седел 1 и 10, двух клапанов 2 и 9, соединенных штоком 3. На штоке имеется пружина 6, один конец которой связан через упор 7 с корпусом клапана 11, а другой - со штоком 3 через регулировочную гайку 5, закрепленную на нем. Клапан размещен в корпусе 11 и устанавливается на внешней стороне колонны НКТ 12. В рабочем (открытом) положении нижнее седло 1 закрыто клапаном ^ 2 за счет сжатой пружины 6. Верхний клапан 9 открыт. Газ под давлением Рк из затрубного пространства через отверстие 8 и верхнее седло 10 поступает в колонну НКТ (подъемник), газирует продукцию скважины, в результате чего через определенный промежуток времени давление Рт в НКТ и внутри корпуса клапана снижается. Сильфонные клапаны выполняются по двум схемам: срабатывающие от давления в затрубном пространстве Рк (рис. 4.8, б) и от давления в трубах Рт (рис. 4.9, в). Основным элементом таких клапанов является сильфонная камера 4, заполненная, как правило, азотом до давления Рс. При повышении давления в затрубе газ сжимает сильфон, что приводит к открытию клапана 5 и поступлению сжатого газа в подъемные трубы. Клапан остается открытым до тех пор, пока расход газа не будет таким, при котором давление в затрубье станет меньше давления в сильфоне. Тогда клапан закроется. Комбинированный клапан, представленный на рис. 4.9, г, является синтезом пружинного и сильфонного клапанов. Газлифтные клапана являются дорогостоящими сложными системами и требуют не только высококачественных материалов, но и высокоточной технологии их изготовления. ^ 4.15. Расчет лифта: определение его длины, диаметра, расхода газа При проектировании газлифтной эксплуатации скважины необходимо увязать между собой рабочее давление закачки газа ^ Р , расход закачиваемого газа У ак, глубину ввода газа L (длину подъемных труб) и диаметр подъемных труб d. Дебит скважины Q и забойное давление Рз известны из проекта разработки. Давление на выкиде Р определяется из условий нефтегазосбора продукции. Для целей промысловой практики можно ограничиться расчетом по методике А.П. Крылова. Расчет включает определение длины L и диаметра d НКТ, расхода закачиваемого газа V и давлений. Рабочее давление Рр известно для принятой системы газоснабжения и газораспределения. Давление у башмака труб Рбаш принимают обычно на 0,3-0,4 МПа меньше рабочего давления. Длина подъемных труб определяется по формуле: ![]() ![]() ^ 4.16. Исследование газлифтных скважин и установление режима их работы Газлифтные скважины исследуют методом установившихся режимов. Задачами исследования являются: а) установление зависимости притока жидкости от забойного давления, то есть Q(P3), б) получение зависимости Q(V0 3aK); в) выявление неполадок в работе газлифтных клапанов; г) изучение профиля притока флюидов в скважину. ^ Технология исследования Сущность исследования состоит в том, что изменение дебита скважины Q достигается изменением расхода газа V0 . Исследование начинают с максимальных расходов газа и продолжают до минимальных значений. Этим обеспечивается вероятность ввода газа через рабочий газлифтный клапан. Изменение расхода газа осуществляют либо на ГРБ, либо непосредственно на скважине. Изменение расхода газа вызывает неустановившиеся режимы течения в газопроводе, стволе скважины и выкидном трубопроводе, то есть от компрессорной станции до пункта сбора и подготовки нефти, а также в пласте (упругие процессы). Поэтому после изменения режима выжидают (обычно не менее 24 ч) его стабилизацию, в наступлении которой убеждаются путем неоднократных (три - четыре раза) измерений расхода газа, давлений на устье. Число режимов обычно принимают в пределах пяти. Исследование заканчивается, если достигнуто существенное изменение Q при росте и дальнейшем уменьшении с переходом через максимум. На каждом установившемся режиме одновременно измеряют расход V0 3ax и рабочее давление Р закачиваемого газа, дебит жидкости Q и газа Vг (закачиваемого и притекающего), отбирают пробы жидкости для определения обводненности и концентрации песка в продукции. Желательно с этим совмещать измерение забойного давления Р, поинтервальные измерения давления в подъемнике P(z) и снятие профиля притока флюидов (глубинная дебитометрия, термометрия). Поинтервальные изменения давления P(z) позволяют контролировать глубину ввода газа в НКТ, выявлять неполадки в работе газлифтных клапанов и негерметичности НКТ. Более точно это можно установить путем непрерывной записи температуры T(z) в подъемных трубах высокочувствительным электротермометром или проведением фонометрии. При колебаниях рабочего давления р любой пусковой газлифтный клапан может работать как рабочий. На кривых T(z) в местах притока газа наблюдается излом вследствие охлаждения при дросселировании газа. Фонометр (шумопеленгатор) представляет собой микрофон, спускаемый в скважину на кабеле. На глубине работающего клапана он непосредственно отмечает появление интенсивного шума. ![]() ![]() работы скважины, соответствующий требованиям разработки залежи. Критерием рациональности может также служить минимум R0 зак или максимум Q. Обычно область рациональных режимов лежит между R0 min и Qmax. При этом необходимо также учитывать рабочее давление газа Рp, ресурсы газа и коэффициент полезного действия газлифта. Может ставиться задача получения максимального количества жидкости (нефти) при заданном суммарном расходе газа, то есть при минимальном удельном расходе газа в среднем по всем скважинам. ^ 4.17. Периодическая эксплуатация газлифтных скважин По мере разработки залежи пластовое давление снижается. Для поддержания высоких дебитов газлифтных скважин необходимо снижать забойное давление, что достигается увеличением относительного погружения подъемных труб. Однако при этом происходит увеличение удельного расхода рабочего агента, что приводит к увеличению эксплуатационных затрат. Поэтому малодебитные газлифтные скважины целесообразно эксплуатировать периодически. Наиболее простая схема периодического газлифта заключается в том, что после вытеснения жидкости рабочим агентом подача рабочего агента прекращается и кольцевое пространство сообщается с выкидной линией, и скважина оставляется для накопления жидкости. Затем снова рабочий агент подают в кольцевое пространство, накопившуюся жидкость вытесняют в подъемные трубы и выбрасывают через выкидные линии к групповым газоотделителям. Однако описанный метод периодической эксплуатации газлифтных скважин не может быть рекомендован для массового применения. 1. В процессе продавливания жидкости из кольцевого пространства нередко забойное давление становится выше пластового и значительная часть накопленной жидкости может проникнуть обратно в пласт. 2. Поскольку после выброса жидкости из подъемных труб кольцевое пространство сообщается с выкидной линией, чрезмерно увеличивается расход рабочего агента и повышается себестоимость добытой нефти. Поэтому на практике применяются другие схемы периодического газлифта, которые можно разделить на три самостоятельные группы: 1) без подкачки газа в затрубное пространство; 2) с подкачкой газа в затрубное пространство; 3) с камерой замещения или лифтом замещения. ^ 4.18. Периодический газлифт с камерой замещения Для повышения эффективности периодической эксплуатации газлифтной скважины предложено оборудовать ее камерой замещения (рис. 4.11). Для этого в скважину до забоя спускают два ряда концентрически расположенных насосно-компрессорных труб (НКТ), внутренние из которых используются как подъемные 1, а внешние - как воздушные 2. Нижняя часть второго ряда труб, погруженная под уровень жидкости, имеет больший диаметр и снабжена обратным клапаном 5. Эта часть труб называется камерой замещения 3. Рис. 4.11. Схема периодической эксплуатации газлифтных скважин с камерой замещения ![]() После накопления жидкости в скважине в кольцевое пространство подается рабочий агент, и жидкость из камеры замещения при закрытом обратном клапане 5 вытесняется в подъемные трубы и выбрасывается на поверхность. При этом исключается возможность проникновения накопленной жидкости обратно в пласт. После выброса жидкости из подъемных труб подачу рабочего агента прекращают, и давление в подъемных трубах становится равным давлению в выкидных трубах. Затем снова происходит заполнение камеры замещения за счет выравнивания уровней жидкости в межтрубном пространстве и в камере замещения и за счет притока жидкости из пласта. Для уменьшения потери дебита скважины в результате стекания жидкости в подъемных трубах на башмаке рекомендуется ставить обратный клапан 4. На линии нагнетания и линии соединения с выкидными линиями для повышения эффективности метода устанавливают трехходовой кран-отсекатель 6, который настраивается на автоматический режим работы скважины по заданной программе с помощью датчика 8 и автоматического устройства 7. Недостатком периодического газлифта с камерой замещения является необходимость спуска в скважину двух рядов труб. Кроме того, ограниченный размер эксплуатационной колонны часто не позволяет опускать в скважину два ряда труб. Затруднения возникают и при спускоподъемных операциях, особенно в глубоких и искривленных скважинах. 4.19. Периодический газлифт с пакером и рабочим отверстием Предлагается оборудовать скважину (рис. 4.12) однорядным лифтом 1 с рабочим отверстием 3 и обратным клапаном 5. В нижнюю часть труб 2 устанавливают пакер 4. Межтрубное пространство в данном случае выполняет роль камеры замещения. При необходимости на НКТ устанавливают дополнительные пусковые клапаны. Технология периодической эксплуатации скважин однорядными трубами с пакером такая же, как и на скважинах с камерой замещения. Так же как и при камере замещения, с помощью крана-отсекателя 6, датчика 8 и автоматического устройства 7 скважина работает на автоматическом режиме по заданной программе. Преимуществом вышеописанной схемы является и то, что при одинаковых условиях на поверхность извлекается больший объем жидкости, чем при эксплуатации скважины газлифтом с камерой замещения. ![]() Рис. 4.12. Схема периодической эксплуатации газлифтных скважин однорядными трубами с рабочим отверстием и пакером. Общий недостаток газлифтов с камерой замещения и с однорядными трубами и пакером - значительные расходы рабочего агента в момент продавки и вытеснения жидкости. Так как подача рабочего агента осуществляется из общей системы коммуникаций высокого давления, в ней происходит резкое падение давления, что отражается на работе других скважин. ^ 4.20. Плунжерный лифт Для увеличения КПД газлифтной скважины применяют плунжерный подъемник (рис. 4.13). В подъемные трубы помещают плунжер 2, в нижней части которого имеется обратный клапан 7. Под действием собственного веса клапан 7 отходит в нижнее положение и плунжер 2 падает в работающую скважину по подъемным трубам 4. При падении плунжера газожидкостная смесь проходит через седло клапана 6 и сквозное отверстие плунжера. При достижении клапаном 7 нижнего амортизатора 5 плунжер садится на него и перекрывает отверстие в седле 6. Под действием напора газа и жидкости, находящихся ниже плунжера, он поднимается вверх и проталкивает газожидкостную смесь, находящуюся выше плунжера. Когда плунжер проходит мимо выкидной линии 3 и ударяется о верхний амортизатор 1, газожидкостная смесь, находящаяся под плунжером, выбрасывается в выкидную линию; происходит падение давления в подъемных трубах. Клапан 7 при этом отходит в нижнее положение, и плунжер падает по подъемным трубам вниз. ![]() ^ Рис. 4.13. Плунжерный подъемник. Для труб диаметром 60 мм выбирают плунжер массой около 6 кг. Зазор между плунжером и стенками труб 1,5-2 мм. Для увеличения гидравлического сопротивления и уменьшения утечки жидкости через зазоры между плунжером и стенками труб на внешней стенке плунжера рекомендуется делать кольцевые канавки. Плунжерный подъемник можно применять в газлифтных скважинах, в том числе и с периодической подачей рабочего агента, и в фонтанных скважинах с высоким газовым фактором. При периодическом газлифте применяют автоматические отсекатели рабочего агента. Недостатком плунжерного подъемника является то, что в процессе эксплуатации скважины выкидная линия все время остается открытой и в лифтовых трубах не прекращается движение газа, который газирует жидкость. В период падения плунжера происходит значительная утечка газа через трубы. Кроме того, при эксплуатации скважин с плунжерным подъемником трудно поддерживать выбранный режим эксплуатации скважин. |