Фонтанные трубы выбранного по изложенной методике диаметра спускают в скважину, которую подключают к системе сбора и исследуют. Построенную индикаторную кривую (1) накладывают на семейство характеристических кривых для выбранного диаметра подъемника при различных устьевых давлениях (рис. VII. 15). При построении индикаторной линии давление приводят к уровню башмака подъемника.
Если условиями разработки заданы депрессия или дебит Qo, то для данной скважины определяют устьевое давление ру0, при котором обеспечивается этот дебит (см. рис. VII. 15).
159
Представляет интерес и обратная задача — изучение влияния устьевого давления вследствие изменения условий в системе сбора на дебиты отдельных скважин и месторождения в целом. Эту задачу также решают с помощью номограмм, подобных представленной на рис. VII. 15.
{ § 8. ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН
Рис. VII. 15. Номограмма фонтанных Для эксплуатации фонтанных скважин и газлифтных нефтяных, а
также газовых скважин используют наземное и скважинное оборудование, обеспечивающее отбор продукции в установленном режиме, проведение необходимых технологических операций и гарантирующее защиту от возникновения открытых фонтанов и загрязнения окружающей среды. Основные элементы оборудования таких скважин — насосно-компрессорные трубы и фонтанная арматура.
В качестве НКТ используют стальные бесшовные трубы различных групп прочности (предел текучести от 373 до 930 МПа). Условный их диаметр изменяется от 27 до 114 мм, толщина стенок от 3 до 8 мм. За условный принимают наружный диаметр, округленный до целого значения (в миллиметрах). Чаще применяют трубы диаметрами 60 и 73 мм (внутренний диаметр соответственно 50,3 и 62,0 мм). Трубы изготовляют исполнений А и Б — гладкие и с высаженными наружу концами. Трубы исполнения А выпускают длиной 10 м (возможное отклонение ±5%), а исполнения Б — 5,5—8,5 и 8,5— 10 м. Выпускают гладкие трубы в обычном исполнении и высокогерметичные (соединяются они с помощью муфт), а с высаженными концами (равнопрочные)—с муфтовым и безмуфтовым соединением.
Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья скважины, контроля режима ее эксплуатации и проведения различных технологических операций. Рассчитана она на рабочее давление 7Т 14, 21, 35, 70 и 105 МПа. Если давление меньше 21 МПа, то в качестве запорных устройств применяют проходные пробковые краны, при более высоком давлении — прямоточные задвижки с ручным, пневматическим дистанционным и автоматическим управлением.
На рис. VII. 16 показана арматура крестового типа. Она состоит из трубной головки и фонтанной елки (набора тройников, крестовин, переводников, запорных и регулирующих устройств).
160
12
Рис. VII.16. Схема крестовой фонтанной арматуры
Трубная головка преду-
смотрена для подвески одного
или двух рядов НКТ с по-
мощью переводника или муф-
ты, их герметизации и выпол-
нения технологических опера-
ций при освоении, эксплуата-
ции и ремонте 'скважины,
а фонтанная елка — для на-
правления продукции сква-
жины в выкидную линию, ре-
гулирования режима экс-
плуатации, установки лубри-
катора, замера давления и
температуры потока. Если
скважины оборудованы двух-
рядным лифтом, фонтанные
трубы 2 (см. рис. VII. 16) подвешивают с помощью тройника 3, а трубы 4 меньшего диа-
метра — с помощью переводника 5. При однорядной конструкции подъемника тройник 3 не устанавливают и ряд труб 4 подвешивают к переводнику 5, непосредственно соединяемому с крестовиной /. Продукция скважины, пройдя центральную задвижку 6, поступает в выкидные линии 8, на которых установлены регулирующие устройства 9 — быстросъемные или регулируемые дроссели, предназначенные для изменения режима эксплуатации скважины. На рис. VII. 16 в качестве регулирующего устройства показан штуцер втулочного типа. Для удобства работ по смене штуцеров обычно используют две выкидные линии 8, работающие поочередно. Давление на устье и в за-трубном пространстве измеряют манометрами 11. Для спуска в скважину глубинных манометров и других приборов вместо буфера 10 ставят лубрикатор.
В пескопроявляющих скважинах используют фонтанную арматуру тройникового типа. На центральную задвижку 6 вместо крестовины 7 устанавливают тройник (на рисунке не показан) с запасной выкидной линией, затем промежуточную задвижку и тройник с рабочей выкидной линией.
В газлифтных скважинах запасная выкидная линия не предусмотрена. При кольцевой подаче газа и одноколонной конструкции подъемника газ поступает через боковой отвод 12, при двухрядном лифте — через отвод тройника 3.
Условный диаметр проходного сечения стволовой части арматуры колеблется в пределах 50 — 150 мм, боковых отводов 50 —
П
№ 3597
161
100 мм. Высокодебитные скважины оснащают арматурой большего проходного сечения. В газовых скважинах на устье монтируют термометры, регуляторы дебита и давления, автоматические клапаны, закрывающие скважину при аварийном состоянии выкидной линии.
§ 9. ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН И ПРИМЕНЯЕМОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
При газлифтном способе эксплуатации газ, нагнетаемый с поверхности или поступающий из пласта, вводится в поток продукции скважины. В этом случае плотность газожидкостной смеси уменьшается, давление на забое становится достаточным для обеспечения заданного отбора продукции и транспорта ее до сборного пункта.
Различают компрессорный и бескомпрессорный способы газ-лифтной эксплуатации. В первом случае рабочий агент сжимается на компрессорных станциях, во втором используется газ месторождения при естественном давлении. Разновидность бескомпрессорного способа— внутрискважинный газлифт, когда для подъема нефти используют энергию газового пласта, вскрытого этой же скважиной.
Различают непрерывный и периодический режимы эксплуатации. При периодической эксплуатации после остановки скважины на время, необходимое для накопления жидкости в подъемных трубах, осуществляется продавка ее на поверхность.
Основные преимущества газлифтного способа перед другими механизированными способами следующие: простота оборудования и обслуживания, продолжительный межремонтный период, высокий коэффициент эксплуатации, широкий диапазон дебитов по жидкости (от десятков до 1800 м3/сут), возможность эксплуатации наклонных скважин и скважин, в продукции которых содержится большое количество газа и песка. Недостатки способа — крупные начальные капиталовложения на строительство компрессорных станций и системы газораспределения, большие удельные расходы энергии и низкий к.п.д. установок при низких забойных давлениях. Поэтому газлифтный способ чаще всего применяют на крупных месторождениях с высокими пластовыми давлениями в скважинах и значительными коэффициентами продуктивности.
На практике применяют подъемники следующих типов: !) однорядные с кольцевой подачей рабочего агента;
2) однорядные с подачей газа по НКТ, которые используют только в высокодебитных скважинах, когда их продукция не коррозионно-активная и нет опасности отложения в затрубном пространстве солей или асфальтосмолистых веществ;
3) двухрядные, которые используют в скважинах с негерметичной обсадной колонной или в пескопроявляющих.
IG2
Рис. VII.17. Схема двухрядного подъемника:
^ — длина подъемника; h' — глубина погружения подъемника под динамический уровень
Смесь-
Газ
Г_П_Г_1
В случае поступления песка НКТ, по которым подается сжатый газ, удлиняют хвостовиком меньшего диаметра, спускаемым до верхних отверстий перфорации (рис. VII.17), Хвостовик обеспечивает максимальную скорость движения смеси по всей длине скважины, что способствует выносу песка и препятствует скоплению воды на забое.
Для добычи нефти непрерывным газлифтным способом при подаче _-,. газа с поверхности предусмотрены -^ газлифтные установки типов Л {для вертикальных скважин) и ЛН (для наклонно направленных скважин). Эти установки, представляющие собой однорядные подъемники с кольцевой подачей газа и оснащенные сильфон-ными клапанами типа Г, лакером и приемным клапаном, обеспечивают автоматический пуск скважин и стабильную их эксплуатацию в заданном режиме. Газлифтные клапаны монтируют и извлекают с помощью канатной техники без подъема НКТ. Диаметр насосно-компрессорных труб 60, 73 и 89 мм, что обеспечивает отборы жидкости соответственно до 120, 300 и 700 м3/сут.
Компрессорные станции на промыслах оборудованы в основном поршневыми газомотокомпрессорами типов ГКМ и ГКН и высокопроизводительными центробежными компрессорами. Для освоения и пуска скважин в эксплуатацию и проведения некоторых ремонтных работ используют передвижные компрессорные установки с подачей 3,5—54 м3/мин при давлении нагнетания 1,6—40 МПа. Они монтируются на вездеходах, автоприцепах, гусеничных тележках или санях.
Как при компрессорном, так и при бескомпрессорном газлифте рабочий агент следует предварительно подготовить: газ очищается от тяжелых углеводородных фракций и конденсата, воды, способствующей образованию гидратов, механических примесей, от сероводорода и других компонентов, вызывающих коррозию оборудования.
Для борьбы с гидратообразованием используют наиболее простой способ — подогрев газа до 95 °С с помощью передвижных подогревателей производительностью до 150000 м3/сут,
11* 163
устанавливаемых непосредственно у скважин, вдоль газопровода или перед газораспределительным пунктом (ГРП).
От компрессорной станции или комплекса подготовки газ направляется на газораспределительный пункт (ГРП). ГРП оснащают одной или несколькими блочными газораспределительными батареями типа ГРБ-14, рассчитанными на подключение до 14 скважин. Расход газа регулируют вручную с помощью игольчатых вентилей или автоматически — с помощью клапанов с мембранным исполнительным механизмом. Для централизованной подачи ингибиторов или поверхностно-активных веществ, которые используют для предотвращения образования стойких эмульсий и создания более эффективных структур течения смеси в НКТ, что способствует уменьшению удельных расходов газа, устанавливают дозировочные насосы.
§ 10, ПУСК ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН
Так как эксплуатация скважин осуществляется бесперебойно, их приходится останавливать, а затем вновь использовать. Рассмотрим процесс пуска скважины, оборудованной двухрядным подъемником. При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве колонн насосно-компрессорных труб оттесняется вниз, а вытесняемая перетекает в трубы малого диаметра и затрубное пространство между НКТ большого диаметра и эксплуатационной колонной, в результате чего уровень в- них становится выше статического. Поэтому давление на забое станет выше пластового и часть жидкости поглотится пластом. На любой момент времени давление закачиваемого газа соответствует гидростатическому давлению столба жидкости высотой, равной разности уровней в трубах малого диаметра (или затрубном пространстве) и межтрубном пространстве. По мере нагнетания газа увеличивается разность уровней и возрастает давление закачиваемого газа. На рис. VII. 18 приведена кривая изменения давления нагнетаемого газа в зависимости от времени при пуске скважины. В случае постоянного расхода газа давление сначала растет быстро, а затем медленно. Это объясняется увеличением поглощения жидкости пластом в результате увеличения забойного давления с повышением уровня в НКТ малого диаметра (подъемных трубах) и затрубном пространстве. Давление закачиваемого газа во время достижения уровня жидкости в межтрубном пространстве башмака подъемных труб будет максимальным. Это давление называется пусковым (рпус)- При дальнейшем-нагнетании газа объем образуемой газожидкостной смеси увеличивается, уровень ее в подъемных трубах перемещается вверх и достигает устья скважины. Как только начнется излив газожидкостной смеси, давление на башмаке подъемных труб уменьшится. Станет меньше и давление нагнетаемого газа за счет более интенсивного по-164
Рис. VII.18. Схема скважины, оборудованной двухрядным подъемником (а), и кривая изменения давления нагнетаемого агента от времени при пуске
скважины (б) (к расчету пускового давления)
ступления его из межтрубного пространства в подъемные трубы. Уменьшается и давление на забое (оно отличается от давления закачиваемого газа на гидростатическое давление столба жидкости на участке от забоя до башмака подъемных труб). Когда оно станет меньше пластового,- из продуктивного пласта начинает поступать жидкость. Это отражается на форме кривой падения давления (см. рис. VII.18). Давление сначала падает быстро, а затем медленнее. Наступает момент, когда подъемник не обеспечивает вынос всей поступающей жидкости, в результате башмак подъемных труб перекрывается жидкостью. На рис. VII. 18 этому моменту времени соответствует минимальное значение давления газа. Так как поступление газа продолжается, давление в межтрубном пространстве увеличивается, уровень жидкости снова оттесняется до башмака НК.Т малого диаметра и процесс повторяется. Среднее давление нагнетаемого газа при установившемся режиме газлифтной скважины называется рабочим рр (см. рис. VII. 18).
Пусковое давление зависит от конструкции газожидкостного подъемника, коэффициента продуктивности скважины и подачи компрессора, но всегда находится в следующих пределах:
рж#Л < Рпус < P*gL, (V11.16)
где h — глубина погружения подъемника под статический уровень; L —длина газожидкостного подъемника (см. рис. VII. 18). Это давление будет минимальным при абсолютно поглощающем продуктивном пласте, когда любое/ превышение уровня жидкости над статическим вызывает моментальное поглощение
165
ее в пласт, максимальным — при высоком положении статического уровня, когда жидкость в подъемных трубах достигает устья раньше, чем газ в межтрубном пространстве доходит до их башмака.
Значение рпус и время пуска скважины можно рассчитать при любой конструкции подъемника и заданной подаче компрессора. Расчеты сложны, и поэтому желательно использовать ЭВМ. Если пренебречь поглощением жидкости пластом во время пуска скважины, расчеты становятся элементарными, В этом случае рпус не зависит от подачи компрессора и определяется только конструкцией подъемника.
Выведем формулу для определения пускового давления для двухрядного газожидкостного подъемника (см. рис. VII. 18), Когда уровень жидкости в межтрубном пространстве достигает башмака подъемника
(VII. 17)
где h = L — Ягт. Здесь Д/г определим из равенства объемов жидкости, вытесненной из межтрубного пространства и поступившей в подъемные трубы и затрубное пространство, что справедливо при отсутствии поглощения жидкости пластом:
А
4 L 4 4 J
Подставив в (VII. 17) Д/i, согласно (VII. 18), получим pn,c = P*gA— — -9 - -•
Di Ji I Ji
— аг -г d
Подобным же образом можно определить пусковое давление для однорядного подъемника: при кольцевой подаче газа
(VII.20)
*
а3
при центральной подаче газа
Рабочее давление всегда меньше пускового, так как динамический уровень в скважине ниже статического. Поэтому, казалось бы, что для нормальной работы газлифтных скважин необходимо располагать на промыслах источниками, позволяющими получать пусковое и рабочее давления. Действительно, иногда устанавливают группу компрессоров, рассчитанных на давление, достаточное для пуска скважин. В этом случае к ГРП подводят две линии: пускового и рабочего давления. Для этих целей используют также передвижные компрессорные уста-
166
новки. Но чаще всего применяют один из методов снижения пускового давления. Наиболее распространен метод снижения давления с помощью пусковых клапанов.
Пусковые клапаны / помещают внутри колонны НКТ в специальных камерах на участке между статическим уровнем и башмаком подъемных труб (рис. VII.19, а). Первый клапан располагают на такой глубине, чтобы давление закачиваемого газа было достаточно для оттеснения жидкости приблизительно
г = - Стур.
в
J
-----с-.
J
Рис. VII.19. Схема процесса пуска газ-
лифтнон скважины.
Ст. ур.— статический уровень
Рис. VH.20. Схемы пусковых газлифт-ных клапанов сильфонного типа.
Действие клапана в результате изменения
давления:
а — нагнетаемого газа; б — газожидкостной
смеси; давление: рс — в снльфоне; Рг — гэза
на глубине установки клапана; рт — в трубах
167
на 20 м ниже клапана. Газ нагнетается в НКТ через открытый клапан, газирует жидкость, при этом уровень образовавшейся смеси поднимается (см. рис. VII. 19, б). Во время излива смеси в выкидную линию давление в НКТ на уровне первого клапана падает, это вызывает понижение забойного давления. Так как давление закачиваемого газа не изменяется (пропускная способность клапана ниже компрессора), то с уменьшением забойного давления уровень жидкости в затрубном пространстве начнет опускаться. На 20 м выше нижнего положения уровня расположен второй клапан. Как только газ начинает поступать в НКТ через два клапана, верхний закрывается (см. рис. VII.19, в). Жидкость газируется на большем интервале колонны НКТ и изливается в коллектор. Это ведет к уменьшению забойного давления. Уровень в затрубном пространстве достигает третьего пускового клапана, второй клапан закрывается. Процесс повторяется до тех пор, пока газ не начнет поступать в подъемные трубы через рабочий клапан 2 (см. рис. VII. 19, г). Пусковые клапаны устанавливают на 20 м выше положения уровня жидкости, чтобы поступление газа в НКТ осуществлялось при начальном перепаде давления.
На промыслах в основном используют сильфонные газонаполненные клапаны (рис. VII.20).
Рабочий клапан 2 (см. рис. VII.19) предназначен для предотвращения пульсаций в скважине при поступлении газа через башмак колонны насосно-компрессорных труб. Длина такой колонны должна быть на 50 м больше расстояния от устья до рабочего клапана. При установившемся режиме эксплуатации скважины уровень жидкости в затрубном пространстве находится на 10—20 м ниже рабочего клапана.
§ Ц. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ И РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН
Принципы использования графического метода •при расчете газлифтного подъемника
При расчете газлифтного подъемника в качестве определяющего параметра кривых следует принимать не дебит, а газожидкостное отношение Г —отношение объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, к расходу жидкости. Типовую номограмму (рис. VII.21) строят с учетом свойств жидкости и газа данного месторождения и пластовой температуры. Строят несколько номограмм для различных диаметров подъемника, дебитов и обводненности продукции. На рис. VII.21 максимальному газожидкостному отношению (левая огибающая кривая) соответствует оптимальное содержание газа в смеси, при котором расход энергии или градиент давления минимален. Дальнейшее увеличение расхода газа нецелесооб-
168
Рис. VII.2I. Типовая номограмма для расчета газлифтных подъемников:
d=const; Q = const; n = const
Рис. VII.22.. График для определения условий эксплуатации скважин газлнфтным способом
разно, так как увеличится градиент давления. С ростом давления для достижения минимального градиента требуются все большие газожидкостные отношения.
Пусть на данном месторождении предполагают ^газлифтным способом эксплуатировать скважину с дебитом Q при заданной или известной обводненности продукции. По результатам исследования скважины определены пластовое давление рпл, коэффициент продуктивности К, газовый фактор G. Устьевое давление находят согласно условиям системы сбора.
Для расчетов выбирают номограмму, отвечающую условиям разработки данного месторождения и эксплуатации скважины (по дебиту и обводненности).
На кальке в масштабе номограммы строят оси давления р и глубины Н (рис. VII.22). На оси Я откладывают глубину скважины Яс и на этом уровне отмечают точку забойного давления РЗ = РПЛ—Q/K, а на оси р отмечают точку, соответствующую давлению на устье ру. Затем кальку накладывают на номограмму (см. рис. 21) так, чтобы оси глубин совпали, и перемещают по этой оси вверх, чтобы точка ра наложилась на кривую с газожидкостным отношением, равным пересчитанному на жидкость пластовому газовому фактору (?пл. Эту кривую обводят на кальке. Если такой кривой на номограмме нет, она интерполируется. Отметим, что газовый-фактор G следует принимать в м3/м3, тогда Опл = 0(\—п/100). После этого кальку перемещают по оси глубин вниз так, чтобы точка р3 налагалась последовательно на кривые с газожидкостными отношениями, большими, чем пластовый газовый фактор (точка ру проходит по пунктирной линии на рис. VII.21).
Точки пересечения этих кривых с кривой пластового газового фактора характеризуют возможный диапазон параметров
169
R '
r;
Рис. VII.23. Зависимость удельного
\ги*,. vii.«i). oamiLHMucib уделы* расхода газа от рабочего давления
при газлифтной эксплуатации данной скважины как по глубине ввода рабочего агента (L\—L^) и давлению закачки газа (pi— Рз), так и по удельному расходу агента. При этом удельный расход газа (# = Г—Gnn) возрастает с уменьшением давления закачки газа. На основании данных рис. VII.22 можно построить зависимость удельного расхода газа от давления закачки (рабочего давления) (рис. VII.23).
Заданный дебит может быть обеспечен при различных удельных расходах газа и соответствующих им рабочих давлениях. По типу газлифта на данном месторождении определяют условия эксплуатации скважины.
При бескомпрессорном газлифте необходимо эксплуатировать скважины при максимальном рабочем давлении, что обеспечит минимальные удельные расходы газа и низкую себестоимость добычи нефти. При компрессорном газлифте газ движется по замкнутому циклу и удельный расход его не имеет определяющего значения. В этом случае исходят из минимума затрат энергии на компримирование газа, необходимого для подъема единицы объема продукции. Поэтому выбирают такое давление компримирования (и, следовательно, рабочее давление), при котором затраты энергии минимальны.
Определение диаметра газлифтного подъемника
После установления типа газлифта на месторождении и рабочего давления нагнетаемого газа приступают к выбору оборудования и определению режима эксплуатации газлнфтных скважин. Поэтому для конкретной скважины, из которой планируют определенный отбор при известной обводненности продукции, следует подобрать оптимальный диаметр подъемника, найти глубину ввода газа и его расход.
Расчеты начинают с построения номограммы типа, показанного на рис. VII.21, для различных диаметров НКТ, соответствующих условиям эксплуатации скважины. Для каждого диаметра проводят графические построения, описанные ниже.
На кальке (рис. VII.24) в масштабе номограммы строят оси давления и глубины. На оси Я откладывают глубину скважины Я с и на этом уровне — забойное давление р3. На оси р наносят точки, соответствующие давлению на устье ру и давлению нагнетаемого газа рг. Затем, накладывая кальку на номограмму
170
Рис. VII.24. Кривые изменения давления в зависимости от глубины (к определению диаметра газлифтного
подъемника)
"
(см. рис. VII. 21), методом, описанным в предыдущем разделе, строят кривую / для газожидкостного отношения, равного пластовому газовому фактору (Г=(?пл).
Из точки рг проводят прямую 2 изменения давления в за-трубном пространстве, через которое закачивается рабочий агент. Давление на глубине Н определяют по барометрической формуле (III. 13). Затем на номограмме (см. рис. VII. 21) находят кривую, которая проходит через точки ру и Л (пересечение кривых 1 и 2 на рис. VII. 24). Для этого кальку накладывают на номограмму так, чтобы соответствующие оси совпали, затем смещают ее по оси глубин вниз, причем точка ру пересекает линии с возрастающим Г до тех пор, пока не достигнет такой кривой, одновременно проходящей через точки ру и А; эту кривую обводят на кальке (см. кривую 3 на рис. VII. 24).
При невысоких устьевых давлениях точка ру обычно накладывается на кривую минимального градиента. Кривая, проходящая через точки ру и А, будет одной из кривых, отходящих от кривой минимального градиента. Если на номограмме такой кривой нет, ее строят путем интерполяции. Этой кривой соответствует вполне определенное значение газожидкостного отношения Г.
Осуществив подобные построения для других диаметров подъемника, определяют сравнением, для какого из них газожидкостное отношение будет минимальным. Трубы этого диаметра и спускают в скважину.
Расстановка газлифтных клапанов
Построение кривых изменения давления
1. На кальке-диаграмме (рис. VII. 25) наносим данные буферного давления ру и давления нагнетаемого газа рг, а на отметке, соответствующей глубине скважины,— пластового и забойного давлений рпл и р3.
2. Из точки рз проводим кривую распределения давления в лифте ниже точки закачки газа (ниже рабочего клапана) —
171
A
P Рис. VII.25. Кривые распределения " давления, используемые при расстановке клапанов
кривая 1 на рис. VII.25. Ее проводим так же, как и кривую для Г=0ПЛ (см. рис. VII.22).
3. Перемещая кальку выше (оси глубин совпадают), совмещаем точку р3 с кривой номограммы на рис. VII.21, характеризующей нулевое газожидкостное отношение (линия 2 на VII.25). По углу наклона прямой 2 определяем место расстановки пусковых газлифтных клапанов.
4. Из точки рпл проводим прямую 3 распределения давления в остановленной скважине. Угол наклона этой прямой определяем с учетом плотности жидкости. Он отличается от угла наклона прямой 2 вследствие потерь на трение при движении жидкости. В точке пересечения прямой 3 с осью глубин находим положение статического уровня в скважине.
5. Из точки рг проводим прямую 4 изменения давления в затрубном пространстве, через которое закачивается рабочий агент.
6. Из точки ру проводим кривую 5 минимального градиента давления. Для этого, перемещая кальку вдоль оси глубин вниз, накладываем точку ру на кривую p=j(H) номограммы с минимальным градиентом давления (левая огибающая кривая на рис. VII.21). Затем на кальке проводим кривую минимального градиента.
В точке пересечения кривых I и 5 получаем минимальную глубину установки рабочего клапана. Максимальная глубина его установки находится на несколько десятков метров выше точки пересечения кривых / и 4. Чем глубже расположен рабочий клапан при прочих равных условиях, тем меньше удельный расход рабочего агента.
Расчет первого пускового клапана
Рассмотрим последовательность расчета и расстановки силь-фонных клапанов, закрывающихся при снижении давления рабочего агента (см. рис. VII.20, а). Эти клапаны наиболее широко применяют в процессе газлифтной эксплуатации.
I. Определим глубину установки клапана L\. Во время пуска газлифтной скважины возможно следующее.
172
1. Если статический уровень жидкости низкий, при отжа-тии жидкости в затрубном пространстве до места установки первого пускового клапана уровень ее в- трубах не достигнет устья. Тогда, пренебрегая поглощением пласта и учитывая формулу (VII.20), расстояние до пускового клапана составит
— //ст -J-
рг — Ру
D2
(VII.22)
2. Если статический уровень жидкости в скважинах высокий, перелив жидкости на устье начинается раньше, чем уровень ее в затрубном пространстве достигнет места установки клапана. Тогда глубина установки первого пускового клапана будет
Ру
(VII.23)
Значение L\ в последнем случае довольно просто установить графическим способом (рис. VII.26) как расстояние от устья до точки пересечения прямой 6, параллельной линии 3 на рис. VI 1.25, проведенной из точки ру с вертикалью, опущенной из точки рг. Как видно из рис. VII.26, точки пересечения горизонтали L\ с кривыми 4 и 5 соответствуют давлению в затрубном пространстве на уровне первого клапана рг*л и минимальному давлению в трубах рттшы-
Практически следует определить L\ при низком и высоком статических уровнях жидкости в скважине и за глубину установки первого клапана выбрать наибольшее значение. Если таковым окажется L\, найденное по формуле (VII.22), то на графике типа, представленного на рис. VII.26, проводим горизонталь на уровне L\, и в точке пересечения ее с кривыми 4 и 5 получим значения рг LI и рттиил-
Процесс определения мест установки следующих пусковых клапанов одинаков для обоих из рассмот- / ренных случаев расчета места установки первого клапана.
Первый клапан тарируют таким / -образом, чтобы он открывался при давлении нагнетаемого газа на глу- , бине установки рг ы и минималь-ном давлении в трубах рт mm LI- Н • Начальный перепад давления Apt обеспечивает движение газа из за-
трубного пространства в трубы. , .
гт глубины (к определению глу-
По мере поступления газа через б[/ны установки и параметров
клапан жидкость в трубах газиру- пусковых клапанов)
173
Рис. VI 1.26. Кривые изменения давления в зависимости от
ется, градиент давления изменяется от максимального (прямая 6) до минимального (кривая 5 на рис. VII.26), уровень жидкости в затрубном пространстве понижается. Одновременно возрастает перепад давления на клапане до рты—ртпипьь что приводит к увеличению расхода газа.
На подводящей газовой линии у устья скважины или в газораспределительной будке устанавливают штуцер. Поэтому с увеличением расхода газа давление рг уменьшается. Если движение газа происходит через первый клапан при расходе, близком к максимальному, давление нагнетаемого газа становится равным давлению закрытия этого клапана и он закрывается, а второй клапан остается открытым. Уровень жидкости в межтрубном пространстве находится вблизи второго клапана. Так как закачка газа продолжается, уровень опускается и газ начинает поступать через второй клапан. Градиент давления, сначала соответствующий кривой 7 на рис. VII.26, снижается до минимального, но в начальный момент давления в трубах на уровне первого клапана повышается от рт mm L\ до Рттахы (рис. VII.26), что может привести к открытию первого клапана. Во избежание открытия первого клапана давление в затрубном пространстве по сравнению с начальным необходимо уменьшить:
6pi = (Prmaxu — РтпШЧл)*!. (VII.24)
где К\ — коэффициент первого клапана (определение его приведено ниже).
Чтобы определить &р первого клапана, нужно знать глубину установки второго, а для этого следует располагать значением Ьр первого клапана.
Зададимся перепадом давления на втором клапане заведомо большим, чем fipi. Обычно 6р пусковых клапанов редко превышает 0,1 МПа. Если примем перепад давления на втором клапане, равный 0,3 МПа, имеем возможность предотвратить открытие первого клапана, снижая давление в затрубном пространстве на 6pi и создавая некоторый начальный перепад давления на втором клапане.
II. Определим минимальный расход газа для установления минимального градиента давления в трубах выше первого пускового клапана.
Из номограммы на рис. VII.21 видно, что с уменьшением давления минимальный градиент можно получить при меньших газожидкостных отношениях, т. е. чем выше расположен пусковой клапан (чем меньше pTmin), тем меньше необходим расход газа для достижения этого градиента давления.
Отметим на кривой (левая кривая на рис. VII.21) точку с давлением, равным ртпшил. По значению Г на ближайшей снизу кривой, отходящей от кривой минимального градиента
174
(см. кривую Г\ на рис. VII.26), можно установить минимальный расход газа через первый пусковой клапан У\:
Уг = Г^. (VII.25)
III. Зная расход газа V\, давление на входе в клапан ргц и на выходе из него Рттшы, рассчитываем (или определяем по номограмме) диаметр отверстия седла клапана.
Расчет второго пускового клапана
\. Определим глубину установки клапана. Для этого из точки Ртт\пц проведем прямую, параллельную линии 2 (см. рис. VII.26). Глубина установки второго клапана L2 соответствует точке на этой прямой, где давление на 0,3 МПа меньше, чем в затрубном пространстве, p^ mm 1,2— давление на глубине L2 по кривой минимального градиента 5.
При поступлении газа в трубы через второй клапан давление В НИХ На Глубине уСТаНОВКИ ПерВОГО ПОВЫСИТСЯ ДО рттахы-
Чтобы определить это давление, накладываем кальку (см. рис. VII.26) на номограмму (см. рис. VII.21) таким образом, чтобы оси глубин и давлений были взаимно параллельны, а ру располагалось бы на кривой минимального градиента давления. Передвигая точку ру по этой кривой, находим кривую с некоторым значением Г, проходящую через точки ру и (pr Lz — —0,3 МПа). В точке пересечения ее с горизонталью L, получим
Рт max ?.!•
Чтобы первый клапан был закрыт во время движения газа через второй, давление закачиваемого газа снижают согласно формуле (VII.24).
2. Определим минимальный расход газа для достижения наименьшего градиента в трубах выше второго клапана. Его находят так же, как и для первого клапана: на кривой минимального градиента (см. рис, VII.21) находят точку, соответствующую давлению рттшы, определяют газожидкостное отношение ближайшей снизу кривой Г2, отходящей от кривой минимального градиента, и по формуле (VI 1.25) получают V2^
=Л 3. Определим диаметр седла клапана. При этом за давление на входе принимаем prL2—брь на выходе рттшде*
Расчет третьего пускового клапана
1. Через точку />Tmini.2 проводим прямую, параллельную линии 2 (см. рис. VII.26). Глубина установки L$ третьего клапана характеризуется точкой на этой прямой, где давление меньше затрубного (кривая 4) на (0,3+6pi) МПа. Минимальное давление в трубах (кривая 5) на глубине L3 равно рттшьз-
175
Когда газ начнет поступать в трубы через третий клапан, давление в них на уровне второго клапана повысится до Рт max L2- Его определяют так же, как и выше для первого клапана. Кальку (см. рис. VII.26) перемещают по номограмме (см. рис. VII.21) таким образом, чтобы точка ру находилась на кривой минимального градиента давления (соответствующие оси параллельны). Затем строим кривую (по номограмме или интерполированную), проходящую через точки ру и ргьз—(0,3 + + 6pi) —пунктирная кривая на рис. VII.26. pTmaxi,2— давление на глубине L2 на этой кривой.
Чтобы второй клапан оставался закрытым во время подачи газа через третий, давление нагнетаемого газа должно быть
СНИЖеНО На 6р2=(рттах?2—РТ min Ь2> ^2-
2. Минимальный расход газа через третий клапан находят таким же' образом, как и для первых двух. За давление на входе принимают prL2—(6pi + 6p2), на выходе рттшьз.
Расчет следующих клапанов
Места расположения следующих клапанов определяют описанным выше способом. Интервал расположения рабочего клапана показан на рис. VII.25. Если газ нагнетают под воздействием большого давления, то для уменьшения его удельного расхода рабочий клапан устанавливают по возможности ниже. Предельную глубину его расположения находят в точке пересече-
п—!
кия кривой / с прямой, проходящей через точку рГ?.п— Z.] $Р<
("=1
параллельно линии 4 (см. рис. VII.25).
Тарировка пусковых клапанов
Рассмотрим особенности регулирования пусковых сильфонных клапанов, закрывающихся со снижением давления нагнетаемого газа; приведем лишь те характеристики, которые необходимы в процессе расчета газлифтного подъемника. Схема сильфонного клапана показана на рис. VII.20, а. Условие открытия клапана:
ртВ + р, (А—-В) ^ рсЛ,
где А — площадь сильфона; В — площадь седла (отверстия) клапана.
Разделив неравенство на (А—В) и введя обозначения: /( = = В/(А—В) — коэффициент клапана, К' = А((А—В) — коэффициент сильфона, получим
рг + рт/ОрД'. (VII .26)
Здесь К и К'— конструктивные коэффициенты, причем Kf =
176
Регулирование клапанов проводят на тарировочном стенде. За номинальное давление рн принимают такое внешнее давление, под воздействием которого открывается клапан при температуре 20 °С (рт = 0). В этом случае условие (VII. 26) запишем в виде
рн^рснК', (VI 1.27)
где рсн — давление в сильфоне при температуре 20 °С. Это давление в месте установки клапана при температуре t составит
273 -f* г
где С( — температурный коэффициент.
Из условия (VII. 26) давление открытия клапана
Отсюда, учитывая равенство (VII. 27), получим
ря= РГО + РТ* . (VI! .28)
ct
Формула (VII. 28) позволяет определить номинальное давление регулировки клапана, который должен открыться при
п—1
Рго^РгЬп — Z-i °Р< и Рт = Рт mln Ln-i = l
Условие закрытия клапана запишем следующим образом;
рсА > ртЛ, откуда давление закрытия клапана
ргз = -—р». (VII.29)
Рабочее давление в газлифтной скважине должно быть меньше давления закрытия пусковых клапанов.
§ 12. ОСОБЕННОСТИ ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН
При газлифтном, так же как и при других способах эксплуатации, возможны два вида исследования: при неустановившемся и установившихся режимах. Наиболее точную информацию об изменении забойного давления во время исследований получают в процессе непосредственного его измерения глубинными манометрами.
Если спуск манометра затруднен вследствие большой скорости восходящего потока смеси в насосно-компрессорных
*2 Заказ № 3597 177
трубах, то исследования проводят только на установившихся режимах. Забойное давление определяют по рабочему давлению закачиваемого газа на устье скважины. Давление у башмака подъемника р§ рассчитывают по следующей формуле:
(VI 1.30)
где V — объемный расход газа; m — коэффициент, учитывающий геометрические, физические и гидродинамические характеристики потока газа, постоянный для данной скважины; L — длина подъемника или расстояние от устья до рабочего газ-лифтного клапана; рго — плотность газа по воздуху; z — коэффициент сверхсжимаемости газа; Т — средняя температура в затрубном пространстве. р$ отличается от рабочего давления рр на величину потерь на трение при движении газа в межтрубном пространстве (первое слагаемое в правой части формулы (VII.30) и гидростатическим давлением газового столба (второе слагаемое).
Если газ нагнетается в колонну НКТ через рабочий клапан, то по формуле (VII.30) рассчитывают давление на уровне жидкости в межтрубном пространстве.
Коэффициент m определяют по данным исследования скважины на различных режимах. Путем промысловых измерений устанавливают зависимость дебита скважины и рабочего давления от расхода газа (рис. VII.27). При этом последовательно увеличивают расход газа от режима к режиму. Сначала дебит скважины увеличивается (режимы 1, 2 и 3, характеризующиеся расходом газа и давлением в точках /, 2 и 3 на рис. VII.27), при дальнейшем возрастании расхода газа дебит падает (точка 4). Получив хотя бы одну точку на нисходящей ветви кривой Q — f(V), исследования прекращают. На восходящей ветви находят точку Л,с таким же дебитом, что и на режиме в точке 4. Этот дебит обеспечивается при расходе газа VA и рабочем давлении рРА.
Если дебит скважины при режимах 4 и А (см. точки 4 и А) одинаков, то одинаковы и забойные давления и давления у башмака подъемника. Рабочие давления будут разными в основном вследствие различия потерь давления на трение во время движения газа к башмаку подъемника. Приравняв давле-Рис. V11.27. Кривые исследова- ние У башмака для этих режи-
газлифтной скважины
мов и пренебрегая различием
178
в гидростатическом давлении столба газа, получим уравнение для расчета коэффициента т:
т =
(VII.31)
2 2
Здесь рр4, РРА
и У4| v A — давление и расход газа при
режимах 4 и А. Установив коэффициент потерь на трение т, по уравнению (VII.30) рассчитывают давление у башмака на любом режиме работы скважины. Забойные давления находят, пренебрегая потерями на трение на участке движения продукции скважины от забоя до башмака подъемника:
(VII.32)
Затем строят индикаторную диаграмму и определяют коэффициент продуктивности скважины.
§ 13. ВНУТРИСКВАЖИННЫЙ ГАЗЛИФТ
Внутрискважинный газлифт — способ эксплуатации, когда рабочий агент поступает из газового пласта, находящегося в разрезе скважины, пробуренной для эксплуатации нефтяной залежи. Взаимное расположение нефтяного и газового пластов может быть различным, пластовое давление в тазовом пласте рпг может быть выше или ниже, чем в нефтяном рпн. Чаще всего возникает необходимость разделения пластов пакером и ограничения нефтяного или газового потока на входе в подъемные трубы с помощью штуцера определенного диаметра. Во всех случаях методики расчета параметров при совместной разработке пластов похожи.
Для примера рассмотрим случай расположения газового пласта выше нефтяного, когда р„ц>рпг. Здесь имеется возмож-
Рис. VII.28. Схема внутрискважинно-
го газлифта:
I — газовый пласт; 2 — нефтяной пласт; 3 -рабочий клапан
12'
179
ность не разделять пласты пакером (рис. VII. 28). По такой схеме могут эксплуатироваться скважины, пробуренные на нефтяную залежь с газовой шапкой, когда энергия газа из газовой шапки используется для подъема нефти.
Так как подъемные трубы спущены до верхних отверстий фильтра нефтяного пласта (см. рис. VII. 28), то
рнн = риг-Ьр?ЛСТ1 (VII.33)
где ист — высота столба жидкости над забоем нефтяного пласта в неработающей скважине.
Уравнения притока для нефтяного и газового пластов следующие:
Q= /С (/?„„- Рзн); (VII.34)
рпг-/& = «7 + ЬГ, (VII.35)
где РЗН и рзг — забойные давления нефтяного и газового пластов; q — дебит газового пласта; a, b — постоянные коэффициенты.
Примем, что давление на забое нефтяного пласта выше давления насыщения рн- Методика расчета не изменится и при Рэн<Рш хотя расчетные формулы будут другими.
На колонне насосно-компрессорных труб устанавливают рабочий клапан на расстоянии h от нефтяного пласта (см. рис. VII. 28). При открытии задвижки на выкидной линии давление в подъемных трубах будет ниже, чем в межтрубном пространстве, что приведет к подъему нефти в НКТ и поступлению через рабочий клапан газа из затрубного пространства. По мере подъема жидкости давление в НКТ против рабочего клапана рт будет увеличиваться, следовательно, будет снижаться расход поступающего газа. При установившемся режиме эксплуатации скважины
рм — pT^pg(h— Лд), (VII.36)
где рм — давление в кольцевом пространстве между эксплуатационной колонной и НКТ; Ад — расстояние от забоя нефтяного пласта до уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины.
Из уравнения (VII. 33) получим
ЛСГ = (РПН— pnr)/(Pg). (VII.37)
Аналогично, с учетом (VII. 34) и {VII. 35), высота столба жидкости в эксплуатирующейся скважине
38)
РЙ
Из рис. VII. 28 очевидно, что газ в НКТ будет поступать при Л>ЛД, когда рабочий клапан находится над уровнем жид-
180
кости в скважине. С учетом требования минимального расхода газа рабочий клапан следует устанавливать вблизи этого уровня (на 20 м выше него) для обеспечения перепада давления на рабочем клапане.
Расчет внутрискважинного газлифта для заданного отбора по жидкости производят в следующем порядке.
1. Определяют место установки рабочего клапана, для чего по (VII.38) рассчитывают /гд. При этом задаются дебитом газового пласта д, значение которого после последующих расчетов уточняют. Если параметры газового пласта в скважине (а, Ь) не известны, принимают Л = ЛСТ. В последнем случае пуск скважины будет более надежным, так как практически всегда hcj>ka_ вследствие большей депрессии на забое нефтяного пласта, чем газового, при установившемся режиме эксплуатации скважины. В таком случае скважина будет работать при более высоких удельных расходах газа.
2. Рассчитывают давление в трубах рт на уровне клапана по уравнению (VII.36) с учетом (VII.37) и (VII.38) и что р„ = = рЭг = Л/Л— aq—bq2. Так, при h^h^
рт = рпг—Q/K. (VH.39)
3. Определяют диаметр НКТ так же, как и в § 11. Выбирают номограммы типа, представленной на рис. VII.21, для планируемого дебита, но разных диаметров. Накладывая кальку на номограммы, находят градиентную кривую, проходящую через точки ру и рт, отстоящие друг от друга по глубине на (Нс—/г). Выбирают тот диаметр, для которого газожидкостное отношение Г будет минимальным.
4. Находят дебит газового пласта q = FQ.
5. Определяют диаметр седла рабочего клапана, обеспечивающего расход газа q при перепаде давления рэг—рт.
§ 14 ПЕРИОДИЧЕСКАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ КОМПРЕССОРНЫХ СКВАЖИН
Вследствие неоднородности коллектора коэффициенты продуктивности скважин различны, не одинаковы и пластовые давления на различных участках залежи. Поэтому на месторождении, где газлифтный способ — основной способ эксплуатации, имеются скважины с низкими динамическими уровнями. Эксплуатация скважин с низкими забойными давлениями и незначительным погружением подъемника под динамический уровень газлифтным способом нерентабельна вследствие высоких удельных расходов рабочего агента. Их следует эксплуатировать насосным способом. Если это по той или иной причине невозможно, необходимо увеличивать эффективность газлифтного способа. Один из таких способов — периодический газлифт. Так как в этом случае статический уровень жидкости находится
181
a
Ж--:-:-
Cm.yp.
.
a
Рис. VIf.29. Схемы периодического газлифта
выше динамического (рис. VII.29, а), среднее погружение подъемника под уровень жидкости при периодическом газлифте может быть больше, чем при непрерывном газлифте, что приводит к уменьшению удельного расхода газа.
На рис. Vil.29, а показана упрощенная схема периодической газлифтной эксплуатации. При открытии крана рабочий агент отжимает жидкость в межтрубном пространстве к башмаку подъемника и затем выбрасывает ее в выкидную линию. Затем кран закрывается, а межтрубное пространство сообщается с выкидной линией, что приводит к выравниванию давлений в межтрубном пространстве и подъемных трубах (положение крана на рис. VII.29, б). Жидкость накапливается в скважине, после чего вновь открывается кран. Процесс эксплуатации периодических скважин автоматизирован. В зависимости от и.х характеристики устанавливают соответствующую продолжительность подачи рабочего агента и частоту циклов.
Эксплуатация скважин по схеме, показанной на рис. VII.29, а, имеет следующие недостатки: 1) при продавке жидкости до башмака подъемных труб давление на забое скважины превышает пластовое, что приводит к возврату ее части в пласт; 2) после выброса часть жидкости, остающейся на стенках НКТ, стекает вниз, в результате происходит подъем уровня, уменьшаются депрессия и приток из пласта; 3) энергия рабочего агента используется не полностью, так как при перекрытии крана газ из межтрубного пространства выпускается в выкидную линию, вследствие чего увеличивается удельный его расход.
На рис. VII.29, б приведена схема периодического газлифта с камерой замещения, в которой устранены первые два недо-
182
статна. Во время нагнетания газа обратный клапан в камере замещения закроется и будет закрытым до тех пор, пока давление в камере замещения не снизится после выброса жидкости из нее и перемещения трехходового крана в положение, показанное на рис. VII.29, б.
На рис. VII.29, в показана схема периодического газлифта с камерой замещения и отсечкой газа высокого давления на забое. В этом случае в процессе нагнетания газа можно использовать пусковые газлифтные клапаны. Со снижением давления после выброса жидкости клапаны закрываются, а за-трубное пространство остается заполненным газом высокого давления.
Действенная мера повышения эффективности газлифтного способа эксплуатации — уменьшение относительной скорости газа во время движения смеси. При непрерывном газлифте в поток вводят поверхностно-активные вещества, способствующие образованию пузырьковой или эмульсионной структуры смеси, когда относительная скорость газа минимальна, при периодическом — рабочий агент отделяют от жидкости с помощью поршня (рис. VII.29',г). Применяют две разновидности установок подобного типа. В установках плунжерного лифта используют поршень с проходным осевым отверстием, перекрываемым клапаном в процессе перемещения плунжера вверх потоком нагнетаемого газа; клапан открывается при ударе плунжера о верхний амортизатор, после чего он падает вниз; клапан закрывается от удара плунжера о нижний амортизатор. В других установках, например при эксплуатации скважин гидропа-керным автоматическим поршнем, последний не имеет проходного отверстия и после перемещения к устью скважины нагнетаемым газом падает вниз после прекращения подачи газа. Зазор между плунжером и стенкой трубы составляет 1,5—2 мм, между поршнем и колонной НКТ —2,5—4 мм. Для уменьшения утечек газа через зазор поверхность поршней делают ребристой, что увеличивает гидра-влические сопротивления во время истечения газа или жидкости через зазор.
Плунжерный лифт можно использовать также при непрерывном газлифте и фонтанной эксплуатации скважин.
