выкидной линии, которое обеспечивает поступление продукции скважины на пункт сбора. Это давление является минимальным устьевым давлением фонтанной эксплуатации скважины, т. е. Рл=Р2ш1п. Величине р2min соответствует р3min и наибольший фонтанный дебит Q$. Возможные режимы фонтанирования для условий данной скважины показаны штриховкой на осях гра фика рис. 7.5, б. Если установить режим работы скважины при р3р, то ему будут соответствовать Qp и р2р, а избыток устьевого давления А р Шт = Р л —Р 2р будет расходоваться в штуцере. Сле дует отметить, что зависимость р2(1@з) может иметь различный характер: монотонный, минимума или максимума р3.Наиболее рациональным будет режим при р3 min-
Подобные расчеты и построения целесообразно выполнить для различных значений диаметра труб d. Графическая зави симость Q(d) позволит обосновать выбор рационального в кон кретных условиях или максимального дебитов скважины. При таком проектировании нельзя уже говорить о режимах опти мальной или максимальной подачи, так как с изменением при тока Q режим работы подъемника изменяется.
Контрольные вопросы
1. Охарактеризуйте виды и условия фонтанирования нефтяных сква жин. Что понимаем под минимальным забойным давлением фонтанирования?
2. Расскажите о регулировочных кривых работы фонтанной скважины,
оприменяемых регулирующих устройствах.
3.Почему фонтанный подъемник целесообразно рассчитывать по конеч ным условиям фонтанирования?
Глава 8
ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
Продолжение фонтанной эксплуатации — газлифтная эксплуата ция, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности.
§ 8.1. СУЩНОСТЬ, РАЗНОВИДНОСТИ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ГАЗЛИФТНОГО СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ
По мере разработки месторождения условия эксплуатации сква жин ухудшаются: а) обводняется продукция — увеличивается гидростатическое давление столба флюидов, образуется высо ковязкая эмульсия, возрастают потери давления на трение в стволе и выкидной линии, что приводит к росту р3 и р2, умень шается б Эф и увеличивается R0\ б) при отсутствии применения или недостаточной эффективности ППД возможно уменьшение Рпл, а также соответственно р3 и рь что вызывает увеличение R0 (см. кривую Яоопт на рис. 7.2, б). А это приводит к наруше
нию условия |
фонтанирования (см. § |
7.1). Так как условию |
||
Оэф = #о соответствует давление |
p3min, а р3тт< Рпл, |
скважина |
||
прекращает |
фонтанирование |
при |
определенном |
Q> 0. Из |
рис. 7.2, б видно, что с увеличением р3 уменьшается /?0, поэтому применение ППД продлевает период фонтанирования до на ступления определенной обводненности пв, а при большой гид ропроводности пласта иногда даже до 100 %-ной обводненно сти продукции.
Если притекающую пластовую энергию, выраженную бэф, пополнять закачкой газа в скважину с поверхности, то осу ществляется искусственное фонтанирование, которое называем
газлифтным подъемом, а способ эксплуатации — газлифтным.
Тогда условие работы газлифтного подъемника (газлифта) ана логично условию газлифтного фонтанирования можно записать
^эф “b R Qзак ^ R QJ |
(8 .1 ) |
где RQзак — удельный расход закачиваемого газа |
(отнесенный |
красходу поднимаемой жидкости).
Вкачестве газа можно использовать воздух или углеводо родный газ. Тогда подъемник соответственно называют эрлиф том или газлифтом. Эрлифт впервые был применен на бакин ских промыслах по предложению В. Г. Шухова в 1897 г. Пре имущество эрлифта — неограниченность источника воздуха. При
использовании газлифта в отличие от эрлифта достигается пол ная утилизация газа, сохранение и утилизация легких фракций нефти, образование в обводняющихся скважинах менее стойкой эмульсии, для разрушения которой требуются меньшие затраты. Поэтому в настоящее время применяется только газлифт.
Газ может подаваться с помощью компрессора. Такую раз новидность газлифта называют компрессорным газлифтом. В ка честве газа можно использовать нефтяной или природный угле водородный газ. Нефтяной газ отделяют от добываемой нефти, подвергают промысловой подготовке и закачивают в газлифт ные скважины (замкнутый газлифтный цикл, предложенный в 1914 г. М. М. Тихвинским). Природный газ может подаваться из соседнего газового месторождения (по данным технико-эко номических расчетов допустим транспорт до нескольких десят ков километров), из магистрального газопровода или газобен зинового завода. Подготовка природного газа на нефтяном про мысле не требуется.
При бескомпрессорном газлифте природный газ под соб ственным давлением поступает из скважины газовых или газо конденсатных месторождений. Там же осуществляется его очистка и осушка. На нефтяном промысле иногда его только подогревают. Если нефтяная и газовая залежи залегают на од ной площади, то возможен внутрискважинный бескомпрессорный газлифт, отличительная особенность которого — поступле ние газа из вышеили нижезалегающего газового пласта непо
средственно в нефтяной скважине. |
скважины |
Область применения газлифта — высокодебитные |
|
с большими забойными давленями (см. рис. 7.2, б), |
скважины |
с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже
давления насыщения, песочные |
скважины, |
а также скважины |
в труднодоступных условиях |
(например, |
затопляемость, па |
водки, болота, отсутствие дорог и др.). Газлифтный способ эф фективен при эксплуатации искривленных скважин, разработке многопластовых месторождений. Преимущества его по сравне нию с другими, особенно механизированными способами экс плуатации, следующие: высокая технико-экономическая эффек тивность; отсутствие подъемных механизмов и трущихся дета лей; большой межремонтный период; простота обслуживания скважин и регулирования работы, борьбы с коррозией и отло жениями парафина и солей, автоматизации и смены режимов; возможность проведения широкого комплекса исследователь ских работ, централизованная дозировка различных добавок в скважину; использование энергии пластового газа; отсутствие отрицательного влияния пластового газа, высоких забойных температур; надежность наземного оборудования и т. д. Вме сте с тем газлифтному способу, особенно компрессорному газ лифту, присущи серьезные недостатки: низкий коэффициент
полезного действия всей газлифтной системы, включающей компрессорную станцию, газопроводы и скважины; большие капитальные вложения на строительство компрессорной стан ции и газопроводов; большие энергетические затраты на ком примирование газа; сравнительно высокие эксплуатационные расходы на обслуживание компрессорной станции; сравни тельно низкий коэффициент полезного действия, равный 0,09— 0,16, против насосных способов (0,25—0,3 для центробежных и 0,25 для штанговых насосов). Газлифт можно применять только при наличии достаточного количества углеводородного газа. Поэтому ввиду названных недостатков газлифта производят технико-экономическое сопоставление газлифтного и насосного способов эксплуатации и выбирают наиболее эффективный спо соб. Отметим только, что при бескомпрессорном газлифте себестоимость добычи нефти может быть в несколько раз меньше, чем при эксплуатации штанговыми насосными установками.
Если на промысле уже организована газлифтная эксплуата ция скважин, а забойные давления и дебиты уменьшились (ме нее 50 т/сут), то с целью повышения технико-экономической эффективности добычи нефти можно перевести работу скважин с непрерывного газлифта на периодический (закачка газа в скважину периодически).
§ 8.2. КОНСТРУКЦИИ И СИСТЕМЫ ГАЗЛИФТНЫХ ПОДЪЕМНИКОВ
Конструкция любого газлифтного подъемника должна обеспе чивать в скважине наличие двух каналов: для закачки газа; для подъема газожидкостной смеси на поверхность. Такиека налы могут быть созданы либо двумя параллельными (лифт Поле), либо концентрично расположенными (лифт Саундерса) рядами труб. Ввиду сложности спуска в скважину на большие глубины двух параллельных рядов труб, жестко связанных внизу у башмака, и невозможности использования НКТ боль
ших диаметров при |
малом |
(96,3—140,3 мм) |
диаметре эксплу |
|
атационной колонны |
лифт |
Поле |
не получил |
распространения. |
В зависимости от числа рядов труб, концентрично располо |
||||
женных в скважине, |
различают |
конструкции двух-, полутора- |
||
и однорядных подъемников |
(рис. |
8.1). В первых двух подъем |
||
никах внешний ряд труб спускают до интервала перфорации для улучшения условий выноса песка с забоя за счет увеличе ния скорости потока, в том числе подкачкой жидкости в затрубное пространство между первым (внешним) рядом НКТ и эксплуатационной колонной. Однако ввиду большой металло емкости, стоимости, осложнений при увеличении глубины спуска подъемных (внутренних) труб из-за необходмости предвари тельного изменения подвески внешнего ряда труб полутораряд-
|
Рг |
P z |
Pz |
|
PP |
|
|
Ц ± рр |
-ш |
|
|
f^ x ° |
|
|
~r^Vo |
7=fc3 |
|
|
-o |
|
|
s« |
rt" |
|
|
£ |
|
|
|
|
|
|
TT+ |
|
|
|
|
d Pp |
+ |
° - %ft |
|
|
V; |
-p, |
' P i |
|
Z-3- г Pi |
|
|
|
|
|
|||
] |
i ^ - |
Pi |
h |
|
y P i |
|
|
|
|
|
|
||
Рис. 8.1. |
Газлифтные подъемники: |
|
|
|
|
|
а, б. в —соответственно |
двух-, полутора- н однорядный подъемники |
кольцевой |
си |
|||
стемы; г —однорядный подъемник центральной системы |
|
|
|
|||
ного подъемника, обеспечения условий выноса песка другими путями двух- и полуторарядные подъемники не применяются. Их использование оправдано только как вынужденная мера при отсутствии герметичности эксплуатационной колонны.
В настоящее время применяется однорядный подъемник. Он является наименее металлоемким и наиболее дешевым, обеспе чивает возможность свободного изменения диаметра и длины подъемных труб, причем диаметр может быть уже значительно большим. Для обеспечения условий выноса песка с забоя сква жины трубы спускают до забоя, а газ вводят выше на необхо димой глубине через рабочий газлифтный клапан (или иногда через 2—4 отверстия диаметром 5—8 мм в рабочей муфте). Ра бочая муфта или клапан при прохождении газа создают посто янный перепад давления 0,1—0,15 МПа, который удерживает уровень жидкости ниже точки ввода газа на 10—15 м и обеспе чивает тем самым равномерное поступление газа в подъемные трубы. Этим уменьшаются пульсации в работе, которые способ ствуют разрушению пласта и образованию песчаных пробок.
Для очистки забоя от песка обратной (закачкой жидкости в НКТ) промывкой скважины рабочий газлифтный клапан снабжают дополнительным узлом обратного клапана, который перекрывает отверстия, и жидкость идет не через газлифтный клапан, а через башмак НКТ. Большой диаметр затрубного пространства позволяет устанавливать газлифтные клапаны вдоль колонны НКТ.
В зависимости от направления подачи газа различают коль цевую и центральную системы подъемников. При кольцевой газ закачивают в кольцевое (затрубное или межтрубное) простран ство, а при центральной — в центральные трубы. На практике