СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ Изменённое.. Источники пластовой энергии

• Название: Источники пластовой энергии
• Дата: 05.02.2022
• Размер: 2.23 Mb.
• Имя файла: СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ Изменённое..doc
• Тип: Документы; #352667
• страница: 17 из 20

7. ПРИНЦИПЫ РАСЧЕТА РЕЖИМА РАБОТЫ ГАЗЛИФТА

Определение параметров режима работы газлифтной скважины основано на использовании кривых распределения давления при движении ГЖС в трубе. Важнейшими величинами, подлежащими определению, являются удельный расход нагнетаемого газа и давление нагнетания. Причем задача установления режима работы газлифта может быть поставлена по-разному. Например, ограничений на рабочее давление газа не накладывается; рабочее давление газа ограничено; рабочее давление не ограничено, но ограничен удельный расход газа; расход удельной энергии на подъем жидкости должен быть минимальным и т. д.

Инженерный расчет газлифта, как и любого другого способа эксплуатации, возможен лишь в том случае, если уравнения притока жидкости и газа известны.

П ри давлении на забое выше давления насыщения газовый фактор постоянный, и поэтому уравнение притока газа не требуется. Однако дренируемые пласты при вскрытии нескольких пропластков общим фильтром могут содержать чисто газовые прослои, для которых закон притока газа может существенно отличаться от закона притока жидкости. В таких случаях для расчета нужна индикаторная линия для газа или уравнение его притока.

При заданном дебите проектируемой газлифтной скважины по уравнению притока или по индикаторной линии можно определить забойное Давление Рс, соответствующее заданному дебиту Q. Должен быть известен пластовый газовый фактор Го При заданном дебите. Кроме того, должны быть известны или обоснованно приняты все остальные данные, необходимые для расчета кривой распределения давления Р(х). Начиная от точки Рс, по методу снизу вверх, по шагам, используя ту или иную методику расчета, определяют давления на разных глубинах и по этим данным строят кривую распределения Р(х) (рис. 9.15, кривая 1).

Если Рс > Рнас, то в методику расчета вносится соответствующее изменение, и расчет кривой распределения давления для ГЖС начинается не от точки Рс, а от точки Рнас, лежащей выше.

Далее рассчитывается также по шагам вторая кривая распределения Р(х), начиная от давления на устье, которое должно быть задано (рис. 9.15, кривая 2) по методу сверху вниз. Для построения второй кривой Р(х) принимается заданный дебит Q и другие параметры, которые использовались при расчете первой кривой Р(х). Однако расчетный газовый фактор Гр принимается с учетом удельного расхода нагнетаемого с поверхности газа Rн, т. е. Гр=Го+Rн.

В
еличиной Rн можно задаться, исходя из реальных возможностей или технологических соображений. Если в последующем окажется, что принятый для расчета удельный расход нагнетаемого газа Rн дает неприемлемые результаты, то задаются другими Rн. Таким образом, вторая кривая Р(х) рассчитывается по тому же дебиту, что и первая, но для увеличенного газового фактора Гр=Го+Rн. Расчет и построение второй линии продолжаются до тех пор, пока обе линии (1 и 2) не пересекутся (рис. 9.15, точка а). Проекция этой точки на ось ординат определяет глубину ввода газа в НКТ Lг, а на ось абсцисс дает рабочее давление нагнетаемого газа у башмака Рб.

Зная закон изменения давления газового столба и пренебрегая потерями на трение при движении газа по межтрубному пространству (рис. 9. 15, кривая 3), которые малы, можно определить рабочее давление нагнетаемого газа на устье Рp. Например, при использовании упрощенной формулы (9.53), решая ее относительно давления на устье, получим



В данном случае Рр и Рб - абсолютные давления. Увеличение удельного расхода газа Гр приводит к уменьшению средней плотности ГЖС и градиента давления в трубах; это равносильно перемещению точки а (см. рис. 9.15) влево и вверх по линии 1 и, наоборот, уменьшение Гр увеличивает плотность и давление внизу подъемника и передвигает точку а вправо и вниз по линии 1. Из рис. 9.15 можно также видеть, что уменьшение Гр приводит к увеличению глубины ввода газа в НКТ, т. е. величины Lг, и увеличению рабочего давления. Увеличение Гр, наоборот, уменьшает рабочее давление и глубину места ввода газа в НКТ. Определенное по графику рабочее давление Рб и принятый удельный расход нагнетаемого газа Rн случайны и не всегда могут соответствовать технологическим возможностям эксплуатации. Для более обоснованного выбора режимных параметров работы газлифтной скважины при заданном дебите Q необходимо получить результат для нескольких Rн. С этой целью вычисляются и строятся несколько кривых распределения давления Р(х) для нескольких разумно выбранных значений Rн, а следовательно, и Гр, но для одного заданного дебита Q (рис. 9.16).

Для получения более надежных результатов и их анализа необходимо принять не менее четырех значений Rн и построить столько же кривых Р{х). Все кривые Р{х) рассчитываются по методу сверху вниз для заданного дебита Q и строятся из одной общей точки Ру. От точки Рс, как и прежде, строится линия распределения давления Р(х) для пластового газового фактора Го и заданного дебита Q (рис. 9.16, кривая 5). Пересечения кривых Р(х), построенных из точки ру, с нижней кривой Р(х) (точки 1, 2, 3, 4) дадут глубины ввода газа в НКТ Lг1, Lг2, Lг3, Lг4 и соответствующие им рабочие давления у башмака Рб1, Рб2, Рб3, Рб4.

В дополнение к этим данным будем иметь четыре значения для удельного расхода нагнетаемого газа: Rн1 для кривой 1; Rн2 для кривой 2; Rн3 для кривой 3 и Rн4 для кривой 4. Поскольку с уменьшением расхода газа градиент давления растет и, следовательно, наклон линии Р(х) увеличивается, то можно сделать вывод о следующем соотношении:



В результате таких расчетов получится совокупность данных, состоящая из нескольких значений Rн и соответствующих им значений Lг и Рб. Эти данные могут быть дополнены новыми важными данными об удельной энергии, расходуемой на подъем единицы массы или объема жидкости при различных режимах работы газлифта. Поскольку подъем происходит частично за счет пластовой энергии, обусловленной давлением на забое и пластовым газовым фактором, а частично за счет энергии, вводимой в скважину с поверхности и определяемой давлением нагнетаемого газа и удельным расходом нагнетаемого газа, то при оценке удельной энергии, затрачиваемой на подъем жидкости, представляет интерес только та энергия, которая затрачивается на поверхности в виде работы компрессорной станции при сжатии газа до определенного давления. Пластовая энергия хотя и расходуется на подъем жидкости, но в данном случае не должна учитываться. Газ в скважину нагнетается при рабочем давлении на поверхности. Поэтому указанная выше совокупность данных должна быть дополнена сведениями о рабочих давлениях на устье скважины Рp1, Рp2, Рp3, Рp4, соответствующих четырем значениям Rн. Величины Рр вычисляются, как и п предыдущем случае (см. рис. 9.15), по формуле (9.60).

З
нание рабочих давлений на устье скважины позволит определить удельную энергию на подъем жидкости для сравнительной оценки возможных режимов скважины с энергетической точки зрения, если предположить изотермическое расширение газа в НКТ, а энергию газа, выделяющегося дополнительно из жидкости, не учитывать, так как она относится к естественной пластовой энергии. В таком случае удельную энергию, отнесенную к 1 м³ жидкости, можно определить по формуле для изотермического процесса



Применяя эту формулу для нашего случая и учитывая при этом, что газ расширяется при некоторой средней абсолютной температуре в НКТ Тср, что газ реальный, т. е. его сжатие или расширение характеризуется поправочным коэффициентом zср, а также что на подъем 1 м³ жидкости расходуется Rн м³ газа при стандартных условиях Ро и То, можно формулу (9.61) переписать следующим образом:



В этой формуле zcp определяется для среднего давления в скважине Рср = (Рр+Ру)/2 и средней температуры Тср. Заметим, что в формуле (9.62) давления должны быть взяты в абсолютных единицах. Определяя удельную энергию по формуле (9.62) для рассматриваемых четырех режимов, получим четыре значения удельной энергии.

В результате получим следующую совокупность данных:

удельный расход нагнетаемого газа Rн1, Rн2, Rн3; Rн4;

рабочее давление Рр1, Рр2, Рр3, Рр4;

глубина ввода газа Lг1, Lг2 Lг3, Lг4;

удельная энергия W1, W2, W3, W4;

рабочее давление у башмака Рб1, Р62, Рб3, Р64.

По этим данным можно построить различные графические зависимости, которые позволят выбрать режим работы газлифта, отвечающий техническим возможностям промысла. Если учитывать главные режимные параметры - расход газа и его давление, то достаточно построить график Рp = f(Rн) (рис. 9.17). Через нанесенные на график четыре точки проводим плавную кривую 1, которая позволит выбрать любой промежуточный режим, лежащий между расчетными точками. График должен быть дополнен кривой зависимости Lp = f(Rн) (рис. 9.17, кривая 2). Если при выборе режима работы газлифта должны быть приняты во внимание энергетические условия, то на тот же график необходимо нанести кривую W = f(Rн). Этот график может иметь минимум (рис. 9.17, кривая 3). Построение таких графиков позволяет выбрать любой промежуточный режим, отличающийся от расчетных, и установить параметры оптимального режима работы газлифта, отвечающего минимальной удельной энергии. Как видно из рис. 9.17, минимуму W соответствуют оптимальные рабочее давление Рроп, расход газа Rноп и глубина спуска башмака или установки рабочего клапана Lгoп.

8. ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН

Арматура, устанавливаемая на устье газлифтных скважин, аналогичная фонтанной арматуре и имеет то же назначение - герметизацию устья, подвеску подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачивания газа, операций по промывке скважины и пр.

На газлифтных скважинах часто используется фонтанная арматура, остающаяся после фонтанного периода эксплуатации, но обычно применяется специальная упрощенная и более легкая арматура, поскольку возможные неполадки в ней не угрожают открытым фонтаном. Часто арматуру приспосабливают для нагнетания газа либо только в межтрубное пространство, либо в центральные трубы. Когда эксплуатация газлифтных скважин сопровождается интенсивным отложением парафина, арматура устья дополнительно оборудуется лубрикатором, через который в НКТ вводится скребок, спускаемый на проволоке для механического удаления парафина с внутренних стенок труб. Для борьбы с отложением парафина применяются и другие методы, как, например, остеклованные или эмалированные трубы, на гладкой поверхности которых парафин не удерживается и уносится потоком жидкости. На устье газлифтных скважин устанавливается регулирующая аппаратура - обычно клапан-регулятор давления с мембранным исполнительным механизмом, регулирующим давление после себя, для поддержания постоянного давления нагнетаемого в скважину газа, так как в магистральных линиях часто наблюдаются колебания давления, нарушающие нормальную работу скважин, а иногда вызывающие и их остановку. В системах централизованного газоснабжения регуляторы давления, различные расходомеры, а также запорная арматура устанавливаются на газораспределительных пунктах (ГРП). При такой централизации контроля и управления за работой газлифтных скважин улучшается надежность и качество их обслуживания.

В ажнейшим достижением в области газлифтной эксплуатации было создание н освоение так называемой техники и технологии спуска н извлечения газлифтных клапанов через НКТ, устанавливаемых в специальных эксцентричных камерах, размещенных на колонне насосно-компрессорных труб на расчетных глубинах. Это исключило необходимость извлечения колонны труб для замены пусковых или рабочих клапанов при их отказе или поломке.

В расчетных местах на колонне труб устанавливаются специальные эксцентричные камеры с карманом для ввода в него газлифтного клапана. В посадочном кармане спускаемый в него клапан уплотняется с помощью верхних и нижних колец из нефтестойкой резины и стопорной пружинной защелки. На внешней стороне эксцентричной камеры в месте расположения клапана между его уплотнительными кольцами делаются сквозные отверстия. Через эти отверстия газ из межтрубного пространства проходит в посадочный карман, а затем через боковые отверстия в самом клапане и его седло - в насосно-компрессорные трубы. Эксцентричная камера делается таким образом, что проходное сечение колонны труб и их соосность полностью сохраняются. В верхней части эксцентричной камеры (рис. 9.18) устанавливается специальная направляющая втулка, ориентирующая инструмент, на котором спускается клапан так, чтобы он при отклонении точно попадал в посадочный карман. На нижнем конце сборки посадочного инструмента имеется захватное пружинное устройство, которое освобождает головку клапана после его посадки в карман. Посадочный инструмент, имеющий шарнирные соединения, после того как он будет правильно ориентирован направляющей втулкой, переламывается в этих шарнирных соединениях с помощью пружинных устройств с тем, чтобы продольная ось спускаемого клапана совпала с продольной осью посадочной камеры. Посадочный инструмент спускается в НКТ на стальной проволоке диаметром от 1,8 до 2,4 мм через устье скважины.

К лапаны извлекаются также с помощью канатной техники. Для этого в скважину спускается экстрактор, который, попадая в эксцентричную камеру, после последующего небольшого подъема ориентируется там направляющей втулкой в плоскости посадочной камеры клапана. После ориентации экстрактора его звенья под действием пружин переламываются в сочленениях так, что становятся в положение перед ловильной головкой клапана. Захватное пружинное приспособление на конце экстрактора при посадке на ловильную головку клапана захватывает ее и при подъеме вырывает сам клапан из посадочной камеры.

Для замены газлифтных клапанов в эксцентричных камерах или установки вместо газлифтных клапанов просто заглушек, не прибегая при этом к глушению или остановке скважины, на устье скважины устанавливается специальное оборудование устья газлифта ОУГ-80Х350 с проходным диаметром 80 мм и рассчитанное на давление 35 МПа, представляющее собой лубрикатор особой конструкции (рис. 9.19). На фланец верхней крестовины 1 газлифтной арматуры или на фланец буферной задвижки устанавливается малогабаритный перекрывающий механизм - превентор 2 с ручным приводом, имеющий эластичные (резиновые) уплотняющие элементы, с помощью которых можно перекрыть скважину даже в том случае, когда в ней остается проволока. На превентор с помощью быстросъемных соединений крепятся секции лубрикатора 3, на верхнем конце которого имеется сальник 4 для пропуска проволоки 5 или тонкого каната и ролик 6. Внизу арматуры укрепляется натяжной шкив 7, через который канатик направляется на барабан лебедки с механическим приводом. Параллельно лубрикатору крепится небольшая съемная мачта 8 с полиспастом 9 для облегчения поднятия и сборки лубрикатора и ввода в него необходимого инструмента или извлечения поднятых клапанов. Натяжной шкив связан механически с датчиком 10, преобразующим силу натяжения канатика в электрические сигналы, передаваемые по кабелю 11 на индикаторное устройство. Датчик показывает натяжение канатика и дает информацию о захвате и извлечении газлифтного клапана из посадочной камеры. Вообще при использовании канатной техники по натяжению канатика можно судить о проводимых операциях на глубине. В связи с этим точности определения натяжения канатика, предотвращению его обрыва придается особое значение при использовании канатной техники. В качестве привода для барабана лебедки используется гидравлический двигатель для более точного и плавного осуществления этих операций.

Газлифтные клапаны устанавливаются и извлекаются с помощью гидравлической лебедки, смонтированной в кузове микроавтобуса, либо на специальной раме, переносимой вертолетом при использовании на заболоченных территориях. Такой агрегат (ДГТА-4) разработан проектной организацией Азинмаша. Агрегат смонтирован на шасси автомобиля УАЗ-452 и состоит из масляного насоса с приводом от двигателя автомобиля, двухскоростной лебедки с приводом от гидродвигателя, системы гидрооборудования, включающей клапанные и золотниковые устройства, а также гидросистему управления лебедкой. Перед оператором в кабине установлены индикатор натяжения проволоки и указатель глубины.

Гидродвигатель лебедки может работать, как насос в режиме торможения и может быть полностью остановлен перекрытием соответствующих клапанов. Агрегат применяется для работ по установке и извлечению газлифтных клапанов в скважинах глубиной до 4600 м при диаметре проволоки до 2,5 мм, а также для спуска измерительных приборов при исследовании скважин глубиной до 7000 м с проволокой 1,8 мм. Скорость подъема инструмента регулируется от 0,2 до 16 м/с. Номинальная мощность гидродвигателя лебедки 27,2 кВт. Гидронасос масляный шестеренчатого типа развивает давление до 13 МПа при подаче 0,0025 м³/с (150 л/мин). Разработан также вариант агрегата для Западной Сибири на базе гусеничного транспортера ГАЗ-71.

9. СИСТЕМЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ И ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ

Технически правильно организованная система газлифтной эксплуатации обязательно должна предусматривать использование отработанного в газлифтных скважинах газа низкого давления или так называемый замкнутый технологический цикл. Сущность его состоит в сборе отработанного газа и подаче его вновь на прием компрессоров, снабжающих газлифтные скважины газом высокого давления. Источником газа высокого давления могут быть как компрессорные станции, так и скважины чисто газовых месторождений. Отработанный газ после интенсивного перемешивания с нефтью в подъемных трубах насыщается тяжелыми газообразными углеводородами и для повторного использования требует предварительной подготовки.

Природный газ газовых месторождений так же нуждается в предварительной подготовке - в удалении из газа конденсата и влаги, присутствие которых приводит к образованию в магистралях и в контрольно-измерительной арматуре кристаллогидратов, нарушающих нормальную эксплуатацию системы газоснабжения. Подготовка газа - отделение конденсата и осушка - может производиться различными способами и составляет особую проблему, начиная от сооружения специальных газоперерабатывающих заводов с установками для низкотемпературной сепарации, абсорбционных установок для отделения тяжелых бензиновых фракций, осушки газа от влаги при его прокачке через «молекулярные сита» (твердые адсорбенты - молекулярные сита), очистки от сероводорода, механических примесей и др. до простого подогрева газа в беспламенных газовых печах перед подачей его в скважины. При использовании природного газа важно не допустить снижения давления ниже необходимого уровня в процессе предварительной подготовки газа. В наиболее простом виде подготовка осуществляется на специальных установках п состоит в следующем.

1. Дозированный ввод в поток газа на устье газовых скважин ингибиторов для предотвращения гидратообразования. Такими ингибиторами могут быть растворы хлористого кальция (СаСl₂), гликоли, метанол и др.

2. Охлаждение газа с одновременным частичным понижением давления с последующим пропусканием его через сепараторы для отделения сконденсировавшейся капельной жидкой фазы.

3. Дросселирование газа через последовательную систему штуцеров для снижения давления газа до нужных пределов.

4. Подогрев газа в газовых пламенных или беспламенных печах до температуры 60—90°С.

5. Пропуск газа через сосуды высокого давления - фильтры-пылеуловители для отделения механических примесей, вызывающих эрозию газлифтных клапанов, контрольно-измерительной и регулирующей аппаратуры и ряд других осложнений в работе всего газлифтного хозяйства. Для стабилизации давления в промысловой газораспределительной сети перед установкой по подготовке газа предусматривают регулятор давления «после себя». При движении по промысловым распределительным сетям газ охлаждается и газоконденсат, который улавливается в сепараторах и автоматически отводится при его накоплении по конденсатопроводам в нефтяную групповую установку.

Опыт внедрения газлифта показал, что наиболее простым способом предотвращения осложнений в работе системы газораспределения, связанных с гидратообразованием, является подогрев газа. С этой целью разработаны передвижные подогреватели газа (ППГ-1), состоящие из двух секций трубчатого змеевика. В первой секции змеевик нагревается за счет теплоизлучения от раскаленных панелей беспламенных газовых горелок. Во второй секции - за счет конвективного подогрева отходящими газами. Змеевики, нагревательные элементы, а также вся автоматика подогревателя крепятся на сварной металлической конструкции, снабженной салазками для транспортировки. Нагревательные элементы питаются горячим газом низкого давления. Отклонение температуры уходящего газа от заданной воспринимается регулятором температуры, воздействующим на клапан топливного газа. При увеличении температуры давление топливного газа понижается и наоборот. Установка снабжена необходимой автоматикой, запальным устройством и работает на автоматическом режиме.

Производительность, м3/сут	15-104
Нагрев газа, °С	до 95
Расход топлива при давлении 50—70 кПа, м3/ч	20_30
Температура уходящего газа, °С	215—230
Максимальное давление подогреваемого газа, МПа	20
Гидравлические потери давления газа в змеевике, МПа	0,1—0,15
К. п. д.	0,75—0,83
Габаритные размеры, м	4,3х2,5х2,7
Масса, т	7,5

П
одогреватели ППГ-1 и его модернизированная модель ППГ1-64 нашли широкое применение на отечественных промыслах с развитой газлифтной эксплуатацией. Подогреватели устанавливаются непосредственно у газовых скважин, иногда вдоль самого газопровода или перед газораспределительным пунктом (ГРП).

В ГРП сосредоточено все управление и контроль за работой группы ближайших газлифтных скважин. Обычно к ГРП подводятся две линии - линия высокого давления для пуска скважин и линия нормального давления для работы газлифтных скважин.

Регулировка рабочего давления и измерение расхода газа по каждой газлифтной скважине осуществляются на ГРП, в которых устанавливаются одна или несколько блочных газораспределительных батарей (ГРБ-14). ГРБ-14 рассчитана на подключение 14 скважин, изготавливается в заводских условиях и доставляется на ГРП в собранном виде (рис. 9.20).

Батарея смонтирована на раме, имеет габариты 8х2 м, и массу 5 т. Суточный расход на одну скважину 5 - 12 тыс. м³ На каждой линии установлен игольчатый регулировочный вентиль и измерительная шайба. Дифференциальное давление до и после шайбы по тонким трубкам подается на регистрирующий самопишущий прибор с часовым механизмом для круглосуточной записи абсолютного давления и расхода на круглом бумажном бланке, отградуированном в процентах от максимального паспортного значения этих величин. В ряде случаев на линиях к скважинам устанавливается регулировочный клапан с мембранным исполнительным механизмом (МИМ), связанным с расходомером особой конструкции и позволяющим автоматически поддерживать заданный режим работы газлифтной скважины без ручной регулировки игольчатым вентилем. Трубопроводная обвязка и соответствующая запорная арматура позволяют осуществлять питание каждой скважины либо от пусковой, либо от рабочей линий. Выкидные линии скважин оборудуются обратными клапанами.

В помещениях, где размещаются ГРБ, устанавливаются взрывобезопасное освещение и вентиляционные устройства. Кроме того, в нагнетаемый в газлифтные скважины газ часто вводят различные ингибиторы или ПАВы для борьбы с образованием стойких эмульсий и лучшего диспергирования газожидкостных смесей, которое снижает потери давления на относительное скольжение газа и повышает к. п. д. подъема. Обработка эмульсий ПАВами уменьшает их эффективную вязкость, что также приводит к повышению к.п.д. и снижению

удельных расходов нагнетаемого газа. Вводить ингибиторы и ПАВы удобнее всего на ГРП, на которых для этих целей кроме ГРБ устанавливают специальные дозировочные насосы

с регулируемой и очень малой подачей. При ГРП сооружают легкое помещение для хранения затаренных ПАВов и для приготовления их растворов в специальных емкостях. Из емкости дозировочные насосы раствор ПАВа подают индивидуально в газовую линию каждой скважины пропорционально расходу газа пли подаче скважин. В чисто нефтяные скважины растворы ПАВа не подаются.

10. ПЕРИОДИЧЕСКИЙ ГАЗЛИФТ

Обычно разработка нефтяного месторождения сопровождается снижением пластового давления. Для эффективной работы газлифта необходимо иметь относительное погружение ε = 0,5—0,6. При падении пластового давления приходится опускать башмак насосно-компрессорных труб до самого забоя скважины. Относительное погружение при этом уменьшается, что влечет за собой необходимость увеличения удельных расходов нагнетаемого газа. В конце концов эксплуатация скважин газлифтом из-за больших Rн становится невыгодной и возникает вопрос либо о переводе такой скважины на насосный способ эксплуатации, либо на периодический газлифт. Перевод на насосную эксплуатацию не всегда возможен из-за большого пластового газового фактора в условиях приема насоса, даже если его приходится устанавливать на забое, либо из-за обильного поступления песка. Такие скважины целесообразно перевести на периодический газлифт, при котором нагнетаемый в скважину газ подается периодически. Цикл работы периодического газлифта можно разделить на период накопления жидкости в скважине без закачки газа; период закачки сжатого газа в скважину; период расширения закачанного газа и выброса накопившейся в скважине жидкости.

Вследствие цикличности работы скважины давление на забой периодически изменяется от минимального в начале периода накопления Тн до максимального к концу этого периода, т. е. перед началом периода выброса жидкости Тв. Уровень жидкости в скважине также изменяется от своего наинизшего положения перед началом периода накопления до наивысшего - к концу этого периода. Периодический газлифт называют еще лифтом замещения, так как накопившаяся жидкость замещается газом и выталкивается по насосно-компрессорным трубам в виде жидкостной пробки, которая в процессе своего подъема частично, а иногда и полностью смешивается с газом, образуя газожидкостную смесь. Дебит скважины при периодической эксплуатации всегда меньше, чем при непрерывной, при прочих равных условиях, так как среднеийтегральная депрессия на пласт вследствие периодических колебаний динамического уровня всегда меньше постоянной депрессии при непрерывной эксплуатации. Чем больше разница между среднеинтегральными депрессиями при периодической и непрерывной эксплуатациях, тем больше будет потеря добычи нефти при переходе на лифт замещения. Эта разница зависит от частоты циклов. Чем короче периоды, т. е. чем чаще циклы, тем меньше амплитуда колебаний динамического уровня жидкости в скважине и тем ближе его среднеинтегральное значение к уровню, устанавливающемуся при непрерывной работе скважины. Таким образом, переход на периодическую эксплуатацию неизбежно связан с частичной потерей в дебите скважины. Эти потери зависят от частоты циклов, которую можно изменять. Поэтому переход на периодический газлифт оправдан, если экономия от уменьшения удельного расхода газа, энергии и других затрат, связанных с таким переходом, превышает стоимость потерянной нефти. Необходимо заметить, что при определенной комбинации условий эксплуатировать скважину непрерывным газлифтом вообще становится невозможно из-за низких уровней жидкости, слабых притоков, наличия песка и большого удельного расхода газа. Существует несколько разновидностей периодического газлифта:

1. Обычный газлифт с отсекателем на поверхности, действующим периодически.

2. Установка с концевым рабочим клапаном дифференциального действия и пакером, перекрывающим межтрубное пространство.

3. Установка с камерой замещения и двухрядным лифтом.

4. Установки с камерой замещения, однорядным лифтом и пакером.

5. Установки с плунжером.

Этим перечнем не исчерпывается все разнообразие периодического и плунжерного газлифта. Однако подавляющая часть перечисленных разновидностей периодического газлифта находит весьма ограниченное практическое применение и поэтому описывается кратко.

Следует отметить, что достоинства той или иной схемы периодического газлифта, кроме ее дешевизны, простоты и надежности, расцениваются по удельному расходу газа, а также по тому, воздействует или нет на пласт циклическое нагнетание газа в скважину, так как при таком воздействии сокращается приток и разрушается призабойная часть пласта.

Газлифт с отсекателем - это обычная газлифтная скважина, которая работает периодически на режиме повторных пусков, причем циклы задаются клапаном-прерывателем, устанавливаемым на подводящей газовой линии у устья скважины. Программное устройство, имеющее часовой механизм, задает периоды, когда клапан открывает доступ газа в скважину для ее продувки и выброса жидкости и когда клапан находится в закрытом состоянии для накопления жидкости на забое. Такая система периодического газлифта имеет существенные недостатки.

1. При каждой подаче газа в межтрубное пространство давление этого газа передается на забой, в результате чего не только приостанавливается приток, но часть жидкости может поглощаться пластом благодаря возникновению давления больше пластового.

2. После каждого выброса происходит полная разрядка, т. е. выпуск газа из труб и из межтрубного пространства до давления на устье, что существенно увеличивает удельный расход газа.

Установка с рабочим клапаном дифференциального действия и пакером (рис. 9.21) устраняет оба существенных недостатка обычного периодического газлифта, так как газ отсекается п осле выброса всей жидкости клапаном 1 у самого башмака НКТ, благодаря чему объем газа в межтрубном пространстве после окончания продувки сохраняется. Пакер 2 и обратный клапан 3 на башмаке НКТ изолируют пласт от давления газа со стороны НКТ в периоды продувки скважины, но одновременно и приостанавливают приток жидкости из пласта, так как на забое нет камеры или пространства, где эта жидкость могла бы накапливаться. Клапан 1 (см. рис. 9.21) нормально закрыт. Давление газа в межтрубном пространстве благодаря пакеру 2 и обратному клапану 3 не воздействует на пласт и не препятствует притоку жидкости, которая накапливается в НКТ. Сильфон клапана-отсекателя 1, чувствительный к давлению столба жидкости в НКТ, после достижения ею определенной высоты h сжимается и открывает доступ газа в НКТ. Клапан 3 предотвратит действие давления газа на пласт. После выброса жидкости давление Рт на уровне клапана в НКТ уменьшается практически до давления Ру на устье. При этом перепаде давления клапан-отсекатель закроется, предотвратит «выпуск» газа из межтрубного пространства и будет оставаться закрытым до тех пор, пока в НКТ снова не накопится столб жидкости высотой h, при котором клапан вновь откроется. Недостатком схемы является периодическое прекращение притока жидкости из пласта в скважину в периоды подъема и выброса столба жидкости.

У становка с камерой замещения и двухрядным подъемником показана на рис. 9.22. На конце внешнего первого ряда труб 3 спускается камера замещения 1 для накопления в ней жидкости. Обратный клапан 2 предохраняет пласт от воздействия сжатого газа в периоды продавки скважины. Приток жидкости при этом не приостанавливается, так как вся притекающая жидкость накапливается не только в камере замещения, но и в межтрубном пространстве 6. Автомат-отсекатель 5, установленный на подводящей газовой линии и снабженный программным устройством, в определенные моменты времени открывает доступ газа в пространство между первым и вторым рядами труб. Жидкость из камеры 1 выдавливается во второй внутренний ряд труб 4. После выброса жидкости и падения давления нагнетаемого газа автомат-отсекатель перекрывает доступ газа на период накопления жидкости. Преимуществом этой схемы является непрерывный приток жидкости из пласта в скважину и уменьшение потерь газа при разрядке за счет малого объема межтрубного пространства между рядами труб по сравнению с объемом обсадной колонны. К недостаткам следует отнести наличие двух рядов труб и специального автомата-отсекателя на газовой линии.

У становка с камерой замещения и однорядным подъемником показана на рис. 9.23. По межтрубному пространству, перекрытому в нижней части пакером /, непрерывно подается сжатый газ. Пакер 1, накопительная камера 2 с обратным клапаном 3 и вспомогательной трубкой 4 в нижней части спускаются в скважину на одной колонне НКТ 5. Над пакером устанавливается клапан-отсекатель 6. По мере накопления жидкости в камере 2, межтрубном пространстве обсадной колонны, а также в НКТ растет давление, действующее на клапан 6 со стороны труб. При достижении определенного давления, на которое отрегулирован клапан, последний открывается и впускает газ в накопительную камеру из межтрубного пространства. Обратный клапан 3 закрывается. Происходит выброс жидкости и общее падение давления в системе. Перепад давления в отсекающем клапане достигает максимума, так как давление газа в межтрубном пространстве остается постоянным и равным давлению нагнетания. В этот момент клапан закрывается, предотвращая дальнейшее расходование газа из межтрубного пространства. После выброса и падения давления в НКТ обратный клапан 3 открывается. Жидкость, накопившаяся под пакером, перетекает и заполняет камеру замещения 2 и объем НКТ над клапаном 6. При достижении определенного давления на клапан 6 со стороны НКТ он снова открывается и цикл повторяется. Такая схема периодического газлифта экономична, так как имеет один ряд труб и обеспечивает минимально возможный при данных условиях удельный расход газа. Однако регулировка продолжительности циклов. связанная с изменением регулировки клапана-отсекателя, затруднительна, ибо связана с необходимостью извлечения его на поверхность вместе со всем оборудованием.

В связи с этим в последнее время созданы конструкции периодического газлифта, в которых рабочие клапаны-отсекатели устанавливаются в эксцентричных камерах и извлекаются с помощью канатной техники, как это описано ранее. В подобных схемах периодического газлифта возможно использование рабочих клапанов-отсекателей, управляемых с поверхности изменением в определенных пределах давления в межтрубном пространстве клапаном-регулятором давления на питающей газовой линии. При повышении давления в межтрубном пространстве до определенного предела рабочий клапан-отсекатель открывается, происходит впуск газа в камеру замещения и НКТ. После выброса жидкости давление в межтрубном пространстве несколько понижается и клапан-отсекатель закрывается для очередного накопления жидкости. Такая система удобна для регулирования периодичности работы газлифта на поверхности и выбора таких периодов накопления жидкости и ее выброса, при которых средний дебит достигает максимума, а удельный расход газа - минимума.

Типичной установкой периодического газлифта с плунжером является так называемый плунжерный лифт. При вытеснении газом столба жидкости, накопившейся в камере замещения, по НКТ в установках периодического газлифта происходит неполное вытеснение жидкости на поверхность. Часть жидкости стекает по стенкам труб вниз. Количество стекающей вниз жидкости, очевидно, зависит от высоты подъема, диаметра труб и вязкости жидкости. Чем больше высота подъема и диаметр труб и чем меньше вязкость жидкости и скорость подъема, тем больше жидкости стечет вниз по внутренним стенкам колонны труб назад в камеру замещения. При некоторой комбинаций условий вся поднимаемая жидкость в процессе такого подъема заместится газом и стечет назад по стенкам труб. Это привело к мысли установить подвижную перегородку на границе раздела жидкости и газа. В качестве такой подвижной перегородки используют поршень-плунжер в виде свободно двигающейся в НКТ короткой трубы длиной 0,5 - 0,6 м. На внешней поверхности поршня делаются кольцевые канавки для увеличения гидравлического сопротивления в зазоре между плунжером и трубой, служащие лабиринтным уплотнением. Зазор между поршнем и внутренним диаметром НКТ составляет 1,5 - 2 мм. В нижней части поршня имеется клапан со штоком. При нажатии на шток клапан закрывается и может оставаться в закрытом состоянии, если давление, действующее на него снизу, больше давления, действующего сверху. При выравнивании давлений клапан падает под действием собственной тяжести и устанавливается в специальном посадочном седле, открывая боковые окна для свободного прохода газа через поршень. В таком состоянии (с открытым клапаном) поршень падает вниз по НКТ, достигает уровня жидкости, погружается в нее и доходит до упора на башмаке НКТ. Шток клапана, ударясь об упор, закрывает клапан, а газ, накапливающийся под плунжером, начинает толкать его вверх вместе со столбом жидкости, находящимся над поршнем. Происходит подъем очередной порции жидкости и ее перелив в отводную нефтесборную линию. После слива жидкости давления над и под плунжером выравниваются, клапан открывается и утапливается в свое седло, оставляя каналы открытыми для свободного прохода газа. В таком состоянии плунжер беспрепятственно падает по НКТ вниз до упора на башмаке, при ударе о который он снова закрывается. Цикл повторяется.

Наличие такого разделительного поршня между столбом жидкости и подпирающим его газом существенно уменьшает потери жидкости, поскольку ее утечки в малом зазоре (1,5 - 2 мм) между поршнем и подъемными трубами малы. Кроме того, уменьшению этих утечек способствует и то, что давление газа под поршнем всегда несколько больше гидростатического давления столба жидкости над ним. Полет поршня вниз при открытом клапане происходит с большой скоростью. Поэтому для смягчения его ударов в нижней части НКТ вместо жесткого упора устанавливается пружинный амортизатор, не препятствующий проходу жидкости, но смягчающий удары поршня при падении. На буфере скважины, в верхней части колонны НКТ также устанавливается пружинный амортизатор, смягчающий удары поршня при подъеме. Плунжерный лифт может работать как на пластовом газе, так и с подкачкой газа с поверхности. Поэтому обвязка устья предусматривает возможность подачи сжатого газа в межтрубное пространство при недостатке пластового газа. Кроме того, на газовой линии, питающей скважину, устанавливают клапан-прерыватель с мембранным исполнительным механизмом, действующим от давления на буфере, или связанный с часовым механизмом.

При такой обвязке газ периодически с заданными циклами подается в межтрубное пространство, продолжительность которых подбирается опытным путем. Плунжерный лифт и его разновидности - так называемый гидропакерный лифт - не нашли широкого применения при добыче нефти.

Неустойчивость работы, частые самопроизвольные остановки, необходимость постоянного квалифицированного обслуживания, а также низкий к. п. д. установки, связанный со значительным удельным расходом газа, не способствовали широкому распространению этого вида периодического газлифта. Следует также отметить, что сказанное относится не только к плунжерному лифту, но и к периодической газлифтной эксплуатации вообще.

11. ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН

Исследование газлифтных скважин необходимо для:

• 
  установления режима работы скважины с минимальным расходом нагнетаемого газа;
  
• 
  снятия индикаторной линии или определения уравнения притока;
  
• 
  определения глубины ввода газа в лифт;
  
• 
  снятия профиля притока при эксплуатации многопластового горизонта с помощью скважинных дебитомеров.
  

При работе газлифтных скважин нередко наблюдается пульсация, т. е. чередование выбросов жидкости и газа. Такое явление наблюдается, когда режим работы газлифтной скважины соответствует той части кривой Q(V), которая лежит слева от точки оптимального режима, т. е. на левой крутой ветви кривой q{V). При пульсирующем режиме работы скважины удельный расход газа может быть намного больше, чем при работе на оптимальном режиме. Как отмечалось ранее, одним из методов борьбы с пульсацией является установление концевого рабочего клапана.

Д
ля установления оптимального режима газлифтная скважина исследуется методом установившихся отборов. Изменение отборов, т. е. дебитов, достигается изменением количества подаваемого газа на газораспределительном пункте или непосредственно у скважины, что приводит к изменению пропускной способности лифта. Изменение пропускной способности приводит к нарушению баланса между количеством жидкости, притекающей из пласта, и поднимаемой газлифтным подъемником из скважины. В результате жидкость либо накапливается в скважине (при двухрядном лифте), либо расходуется из затрубного пространства. Это приводит к изменению положения динамического уровня, а следовательно, погружения и рабочего давления у башмака лифта. В соответствии с этим изменяется рабочее давление на устье и в ГРП. После наступления нового установившегося режима работы скважины, что отмечается постоянством расхода газа, его давления и дебита скважины, на забой можно спустить манометр и замерить соответствующее данному дебиту забойное давление. Изменяя таким образом несколько раз режим работы скважины, можно получить данные об изменениях дебита, удельного расхода нагнетаемого газа, рабочего давления на устье и забойного давления. По этим данным строятся графики изменения показателей от расхода газа, по которым можно установить желаемый режим работы газлифтной скважины и, в частности, оптимальный режим. Такое исследование дает наиболее точную информацию об условиях работы скважины и, в частности, наиболее точную индикаторную линию. Однако спуск манометра - процесс трудоемкий. Поэтому часто ограничиваются измерением только рабочего давления, расхода газа, дебита и вычислением удельного расхода нагнетаемого газа при различных режимах работы скважины. Регулировку расхода газа Vг начинают с самых малых значений, при которых возможна работа скважины, и доводят ступенчато до самых больших расходов, при которых наблюдается снижение дебита. По полученным данным строят графики, показанные на рис. 9.24. Увеличение дебита соответствует понижению давления на забое Рс, снижению динамического уровня и погружения, а следовательно, и рабочего давления у башмака НКТ Рб и на устье Рр. Поэтому кривая изменения рр должна иметь минимум против максимума дебита Q. Однако кривая Рр не является зеркальным отображением кривой Q, так как в характер зависимости Рр вносятся некоторые изменения за счет веса столба газа и его трения в межтрубном пространстве, а также за счет изменения плотности столба газожидкостной смеси между забоем и башмаком труб. Касательная, проведенная из начала координат к линии Q, определяет точку касания 1, соответствующую такому дебиту газлифтной скважины, при котором удельный расход нагнетаемого газа Rн = Vг / Q минимальный. На том же рисунке показана кривая Rн(Vг), на которой точка 2 соответствует (Rн)min. Точка 3 на кривой Q(Vг) характеризует максимальный дебит жидкости, который может быть получен, если не накладывать никаких ограничений на расходуемое количество газа и на к. п. д. его использования. Точка 4 на кривой Rн(Vг) соответствует удельному расходу газа при максимальной подаче газлифтного подъемника. При установлении режима работы скважины по данным ее исследования кроме дебита жидкости необходимо также учитывать рабочее давление газа, его ресурсы и к. п. д. процесса. По полученным таким способам данным можно построить индикаторную линию притока, однако достоверность ее будет тем меньше, чем больше расстояние между башмаком и забоем и чем больше пластовый газовый фактор. Дело в том, что по показанию манометра, замеряющего устьевое рабочее давление Рр, и по барометрической формуле, можно достаточно точно определить давление у башмака труб Рб. Потери давления на трение газа при его движении от устья до башмака обычно малы (при глубине скважины 1000 м, расходе газа 10000 м³/сут (средний - реальный расход), диаметре обсадной колонны 168 мм, диаметре НКТ 73 мм, Ру = 5 МПа потери на трение составляют 0,07 МПа.). В крайнем случае их нетрудно определить по соответствующим формулам, используемым при расчете систем транспортирования газа по трубопроводам.

Таким образом, величина Рб определяется достаточно надежно. Для перехода от Рб к давлению на забое скважины Рс необходимо учесть гидростатическое давление в интервале между башмаком труб и забоем скважины, так как



где ρ - с чертой средняя плотность ГЖС между забоем Н и башмаком труб L. Кроме того, в интервале (Н - L) происходят потери давления на трение, которые, вообще говоря, невелики и поддаются оценке с помощью формул трубной гидравлики. Наибольшие затруднения возникают при определении р, и чем больше пластовый газовый фактор, тем больше погрешности в оценке средней плотности р на интервале Н - L. Дополнительные погрешности возникают в случае движения обводненной нефти, так как в этом случае из-за большей плотности воды по сравнению с нефтью возникает отрицательная относительная скорость воды по отношению к нефти, и достоверный учет этих явлений затруднителен. Применяя численные методы построения кривой распределения давления Р(х) от башмака с давлением RQ по методу .сверху вниз, можно определить забойное давление рс, так как



где ΔРi рассчитывается, например, по методике, изложенной в главе 7.

Рассчитав по формуле (9.63) или (9.64) давление на забое Рс при различных режимах работы газлифтной скважины и зная дебиты Qi, соответствующие этим режимам, можно построить график Q(Рc), т. е. индикаторную линию, и путем ее математической обработки получить общее уравнение притока жидкости или раздельно нефти, газа и воды для данной скважины. При установке на колонне НКТ нескольких дифференциальных пусковых клапанов и при изменении давления газа в подводящем газопроводе эти клапаны могут работать как рабочие. Поэтому при колебаниях давления газа или давления в пласте (например, при изменении темпа нагнетания воды в ближайшие нагнетательные скважины) поступление газа в НКТ газлифтной скважины может происходить не через башмак, а через какой-нибудь пусковой клапан, который начнет выполнять функции рабочего. Для распознавания таких самопроизвольных явлений, ведущих к нарушению установленных оптимальных режимов работы скважин, применяются чувствительные скважинные манометры и различные шумопеленгаторы. В местах притока газа наблюдается излом кривых распределения температуры вдоль НКТ, связанный с термодинамическими эффектами, происходящими при смешении пластовой жидкости с газом, проникающим из межтрубного пространства через работающий клапан. Шумопеленгатор, представляющий собой обычный микрофон, спускаемый в скважину на кабеле, непосредственно отмечает появление интенсивного шума на глубине работающего клапана.

Подобные исследования важны для выявления неработающих клапанов и их замены. Дебитометрические исследования производятся, как обычно, с помощью скважинных дебитомеров или комплексных приборов типа «Поток», замеряющих одновременно несколько параметров и их распределение вдоль вскрытой части пласта - интервала перфорации. Эти исследования важны еще и потому, что при последующем переводе скважины с газлифтного способа на ПЦЭН или ШСН их осуществить будет уже нельзя, т. е. спуск подобных приборов в скважины, оборудованные этими насосами, практически невозможен.