Материал: Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.

параллельно кривой 3, с кривой, отстоящей от кривой 6 на уда­ лении вдоль абсциссы Ap2 = ApImI + 3 iI, где 3iI= 0,l МПа — при­ нимаемое априорно снижение давления газа в затрубном прост­ ранстве на устье, предотвращающее открытие первого клапана в момент поступления газа через второй клапан, приблизи­ тельно равное так называемому трубному эффекту первого кла­ пана Э\

В момент поступления газа через второй клапан в НКТ уста­ навливается профиль давления, соответствующий пунктирной кривой 9. Для ее построения, наложив кальку на* номограмму и обеспечив параллельность осей, перемещением кальки доби­ ваются того, чтобы точка р2 лежала на кривой 4 номограммы, а одна из линий с некоторым R0 проходила через точку (ркь,— Ар2). По точке пересечения кривой 9 с горизонталью L\ находим

давление р ? ^ , которое устанавливается в трубах на уровне первого клапана в момент подачи газа через второй клапан. Тогда трубный эффект первого клапана рассчитывают по фор­ муле

в силу такой неопределенности задаются перепадом давления на втором клапане Ар2 заведомо большим Э\. Тем самым предот­ вращается открытие первого клапана и обеспечивается возмож­ ность поступления газа из кольцевого пространства в НКТ через второй клапан. Обычно трубный эффект пусковых газлифтных клапанов редко превышает 0,1 МПа. Необходимость учета труб­ ного эффекта объясняется следующим. При поступлении газа через первый клапан жидкость выбрасывается из НКТ и гра­ диент давления смеси в трубах уменьшается от максимального значения (прямая 7) до минимального (кривая 4). Перепад дав­

ления на клапане увеличивается от Дркл Д° (ркLV—РтрЕ,). Соот­ ветственно увеличивается расход газа до максимального значе­ ния Voi и уменьшается давление газа в кольцевом пространстве до давления закрытия первого клапана. Клапан закрывается. Уменьшение давления газа в кольцевом пространстве достига­ ется тем, что газ подается через регулируемый штуцер, уста­ новленный у устья или на газораспределительном пункте.

После закрытия первого клапана давление газа в кольцевом пространстве увеличивается, уровень жидкости там снижается. Давление открытия второго клапана задается меньшим давле-

Нйй открытия Первого клапана, и второй клапан открывается. Газ начинает поступать через второй клапан и устанавливается градиент давления, соответствующий кривой 9. В это время на

PrpLo что может привести к открытию первого клапана. Для того, чтобы первый клапан был закрыт при подаче газа через второй, давление закачиваемого газа снижают на величину трубного эффекта первого клапана.

Аналогично расчету первого клапана определяют остальные

Расчет следующих пусковых и рабочего газлифтных клапанов

Расчеты следующих пусковых клапанов выполняются анало­ гично. За давление на входе в я-й клапан принимается значение

(p Kirt — 2 Э ,). Расчет выполняют до тех пор, пока глубина

установки я-го пускового клапана не превысит глубину уста­ новки рабочего клапана Lp. Расчет прекращают на (я—1)-м пусковом клапане.

Минимальная глубина установки рабочего клапана Lpmm оп­ ределяется ординатой точки пересечения кривых 2 и 4, а макси­ мальная глубина установки рабочего клапана Lpmax — ордина­ той точки пересечения кривой 4 с кривой, проведенной парал­

тимального режима (см. § 8.8), то при наличии достаточно боль­ шого давления закачки газа с целью уменьшения удельного рас­ хода глубину установки рабочего клапана можно принять Lp max.

Рабочее давление закачки газа принимают ниже давления закрытия пусковых клапанов, приведенного к устью скважины.

Расчет выполнен для случая, когда газ подается из рабочей газовой линии. Если рабочее давление меньше принятого рк0, то максимальная глубина установки рабочего клапана определя­ ется пересечением линии этого давления в скважине с кривой 2. Для пуска скважины при рабочем давлении требуется установка большего числа пусковых клапанов, однако отпадает необходи­ мость в строительстве пусковых газопроводов или применения пусковых компрессоров.

Учет Дркл1 и Э[ приводит к увеличению числа пусковых кла­ панов (приблизительно на 10 %), что обеспечивает надежность системы пуска.

§ 8.Ю. Обо ру д о в а н и й га зл й ф тй ы х с к в а ж и н .

СИСТЕМЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ И ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ"

Оборудование газлифтных скважин

Оборудование газлифтных скважин аналогично оборудованию фонтанных. На устье устанавливается упрощенная фонтанная арматура, обвязка которой позволяет подавать газ в затрубное пространство и НКТ.

В настоящее время используются комплектные газлифтные

и 20 мм); 210 — рабочее давление, умноженное на 0,1 МПа. Эти установки обеспечивают автоматический пуск и освоение сква­ жин, стабильную работу в заданном режиме, возможность пе­ рехода с фонтанной эксплуатации на газлифтную без подъема НКТ и возможность спуска в НКТ до забоя любого технологи­ ческого оборудования (манометры и др.).

Установки типа Л включают: а) устьевое оборудование — фонтанную арматуру АФК За-65-210; б) скважинное оборудо­ вание— НКТ (один ряд); скважинные газлифтные камеры типа К; газлифтные клапаны типа Г с фиксаторами; гидроме­ ханический пакер ПН-ЯГМ и приемный клапан. В установках типа ЛН смонтированы другие скважинные камеры (типа КТ). Для уплотнения клапана предусмотрены в кармане верхняя и нижняя посадочные поверхности, а для входа закачиваемого газа — перепускные отверстия. При ремонтных работах в кар­ мане устанавливается циркуляционная пробка, а при необходи­ мости заглушить перепускные отверстия — глухая пробка. В ка­ мере клапан фиксируется в расточке кармана кулачковым фик­ сатором, подпружиненной втулкой или фиксирующей цангой, предусмотренной в самом клапане. Широко применяются силь­ фонные газлифтные клапаны типа Г, например, Г-38, Г-38Р, где цифра указывает условный наружный диаметр клапана (в мм), буква Р — рабочий клапан (без буквы Р — пусковой). Для ре­ гулирования режима закачки газа предусмотрены сменные дроссели, а для герметизации клапана в кармане — манжеты. Газлифтный клапан включает в себя обратный клапан, предна­ значенный для предотвращения перетока жидкости из подъем­ ных труб в затрубное пространство. Эти клапаны извлекают из скважины и устанавливают без ее глушения набором инстру­ ментов канатной техники (см. гл. 10).

Эффективность работы газлифтной скважины тем выше, чем меньше относительная скорость газа или чем выше дисперс­

ность газа в жидкости. На месторождениях Западной Сибири для дробления газовой фазы нашли применение диспергаторы. Диспергатор состоит из набора штуцеров для дробления газа, стопорного устройства для установки его канатным методом в муфтовом соединении НКТ на любой глубине и спускного сна­ ряда. Применение диспергатора уменьшает удельный расход газа в среднем на 35 %.

Нормальная работа газлифтных скважин может нарушаться в результате отложения парафина, солей; образования песчаных пробок и металлических сальников. Эти вопросы рассмотрены в гл. 10. Отметим, что при газлифтной эксплуатации имеется возможность ввода ингибиторов отложения солей и парафина в поток закачиваемого газа.

При использовании воздуха на промыслах Азербайджана на­ блюдалось образование в линии газоподачи сальников (про­ бок), которые состояли из продуктов коррозии (до 95 %) и пыли. Для борьбы с этим добивались уменьшения коррозии (по­ крытие труб лаком, стеклом; осушка воздуха), а также пода­ вали в поток ПАВ.

Системы газоснабжения и газораспределения

Источником газа для организации газлифта могут быть ком­ прессорная станция или скважины газового месторождения, а также магистральный газопровод.

При компрессорном газлифте необходимое давление газа создается компрессорами на компрессорной станции. Комплекс оборудования при этом включает компрессорную станцию, га­ зораспределительные и газоснабжающие сети, системы подго­ товки газа. Компрессорная станция для газлифтной эксплуата­ ции используется также для магистрального транспорта газа и закачки газа в залежь с целью ППД.

В основном применяется групповая система газораспределе­ ния — газ подают в скважины через газораспределительные ба­ тареи (ГРБ), которые устанавливают на газораспределительных пунктах (ГРП). От компрессорной станции могут прокладывать два параллельных газопровода: рабочего давления (диаметром 102 мм) для подачи газа в скважины при эксплуатации и вы­ сокого (пускового) давления (диаметром 63 мм) для пуска скважин. Применение пусковых газлифтных клапанов позво­ лило перейти на прокладку только одного газопровода рабочего давления. От ГРБ к газлифтным скважинам прокладывают от­ дельные газопроводы диаметром 38—63 мм в зависимости от расхода газа. На ГРП устанавливают одну или несколько блоч­ ных ГРБ-14. Каждая рассчитана на подключение 14 скважин. На каждой линии монтируют игольчатый регулировочный вен­ тиль (штуцер) и измерительную шайбу (диафрагму), обеспечи­

вающую измерение давлений и расхода газа с помощью диффе­ ренциального самопишущего прибора. Иногда вместо штуцера используют регулятор давления «после себя», обеспечивающий постоянное давление в линии подачи газа на скважину. При по­ даче газа из магистрального газопровода или газовых скважин распределение осуществляют аналогично.

Технология газлифта должна осуществляться по замкнутому газлифтному циклу. Газ при перемешивании с нефтью насыща­ ется тяжелыми газообразными углеводородами и для повтор­ ного использования требует предварительной подготовки — от­ деления газоконденсата, осушки от влаги и удаления механиче­ ских примесей (пыли). Природный газ на нефтяные промыслы поступает уже очищенным и осушенным. Для предотвращения

кальций, гликоли, метанол). Газ также подогревают с помощью блочных передвижных автоматизированных подогревателей газа, которые устанавливают вдоль газопровода или перед ГРП. Подогреватели типа ППГ-1-64 обеспечивают нагрев газа в змее­ виках за счет теплоизучения от раскаленных панелей беспла­ менных газовых горелок и конвективного подогрева до 95 °С при расходе 150 тыс. м3/сут и давлении до 20 МПа. Для уда­ ления влаги и газоконденсата перед ГРБ устанавливают влагоотделители различных конструкций.

Для отделения механических примесей газ пропускают через фильтры-пылеуловители.

§ 8.11. ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН

Газлифтные скважины исследуют методом установившихся ре­ жимов. Задачами исследования является установление зависи­ мости притока жидкости от забойного давления, т. е. Q(p3); по­ лучение зависимости Q (Козак)» выявление неполадок в работе газлифтных клапанов; изучение профиля притока флюидов в скважину.

Технология исследований

В практике исследования получил применение метод АзНИИ ДН. Сущность его заключается в том, что изменение дебита скважины Q достигается изменением расхода газа Козак. Иссле­ дование начинают с максимальных расходов газа и продолжают до минимальных значений. Этим обеспечивается вероятность ввода газа через рабочий газлифтный клапан. Расход газа из­ меняют либо на ГРБ, либо непосредственно на скважине. Изме­ нение расхода газа вызывает неустановившиеся режимы тече­ ния в газопроводе, стволе скважины и выкидном трубопроводе,