Материал: Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.

а также в пласте. Поэтому после изменения режима выжидают (обычно не менее 24 ч) его стабилизацию, в наступлении кото­ рой убеждаются путем неоднократных (три — четыре раза) из­ мерений расхода газа, давлений на устье. Число режимов обычно принимают в пределах пяти. Исследование заканчива­ ется, если достигнуто существенное изменение Q при росте и дальнейшем уменьшении с переходом через максимум. На каж­

газа Кг (закачиваемого и притекающего), отбирают пробы жид­ кости для определения обводненности и концентрации песка в продукции.

Желательно с этим совмещать измерение забойного давле­ ния р3, поинтервальные измерения давления в подъемнике p(z) и снятие профиля притока флюидов (глубинная дебитометрия, термометрия). Поинтервальные измерения давления р(г) поз­ воляют контролировать глубину ввода газа в НКТ, выявлять неполадки в работе газлифтных клапанов и негерметичности НКТ. Более точно это можно установить путем непрерывной записи температуры T(z) в подъемных трубах высокочувстви­ тельным электротермометром или проведением фонометрии. При колебаниях рр любой пусковой газлифтный клапан может работать как рабочий. На кривых T(z) в местах притока газа наблюдается излом вследствие охлаждения при дросселирова­ нии газа. Фонометр (шумопеленгатор) представляет собой мик­ рофон, спускаемый в скважину на кабеле. На глубине работаю­ щего клапана он непосредственно отмечает появление интенсив­ ного шума.

Обработка результатов исследования

По результатам исследования строят графические зависимости: а) индикаторную линию Q(Ap) или Q(p3); б) кривую лифтирования Q(Kо зак). Методы обработки индикаторной линии рас­ смотрены раньше (см. § 5.4). Кривая Q (Козак) напоминает по характеру кривую лифтирования, однако она снята при пере­

= Рпл, что можно оценить путем экстраполяции.

По результатам исследования определяют параметры пласта и устанавливают рациональный технологический режим работы скважины, соответствующий требованиям разработки залежи (см. §§ 5.4, 5.6). Критерием рациональности может также

Рис. 8.7. Зависимость параметров ра­ боты газлифтной скважины от рас­ хода закачиваемого газа

служить минимум RQзак или максимум Q. Обычно область рацио­ нальных режимов лежит между R0mi„ и Q max. При этом необ­ ходимо также учитывать рабочее давление газа /?р, .ресурсы газа и коэффициент полезного действия газлифта. Может ставиться задача получения максимального количества жидкости (нефти) при заданном суммарном расходе газа, т. е. при минимальном удельном расходе газа в среднем по всем скважинам. Эту за­ дачу можно решить по методике распределения газа в условиях его дефицита методом динамического программирования или более точным аналитическим методом.

Часто ограничиваются измерением У 0 3 ак, рР и Q . Поэтому для построения индикаторной линии требуется расчет р3. По ни­ сходящему потоку газа рассчитывают давление у башмака труб Ри а для перехода к забойному давлению р3 необходимо учесть гидростатическое давление газоводонефтяной смеси в интервале между башмаком и забоем и потери давления на трение смеси. При расчете р{ по рр можно использовать формулу Адамова или ограничиться барометрической формулой. Потери на трение газа в газлифтной скважине составляют примерно 1—2 % рр. Движение газоводонефтяной смеси можно рассчитать по рас­ смотренной выше методике (см. § 6.4).

§ 8.12. ВНУТРИСКВАЖИННЫЙ ГАЗЛИФТ

Для организации внутрискважинного бескомпрессорного газ­ лифта газовый пласт должен обладать достаточной энергией (давлением и запасами газа) для устойчивой и продолжитель­ ной работы.

Технологические схемы

Возможны различные технологические схемы ввода газа. По схеме рис. 8.8, а газовый пласт залегает над нефтяным. В сква­ жину спускается один ряд НКТ 3 с двумя гидравлическими пакерами: нижний 10 разобщает газовый и нефтяной пласты; верхний 5 отделяет затрубное пространство от газового пласта

Рис. 8.8. Технологические схемы внутрискважинного газлифта:

высокого давления. Между пакерами имеется газлифтная ка­ мера 6 с газлифтным клапаном 7 или штуцерным устройством для регулирования расхода вводимого газа. Дополнительно в схему введены следующие узлы: обратный клапан 11 для оп­ рессовки НКТ и пакеров, посадки верхнего и нижнего гидравли­ ческих пакеров созданием избыточного давления в НКТ (это башмачный срезной или съемный клапан, который спускается и поднимается на проволоке канатным методом); циркуляцион­ ные клапаны (верхний 4 для освоения, глушения скважины и обеспечения эксплуатации одновременно по НКТ и затрубному пространству при необходимости получения высоких отборов; нижний 9 для промывки возможных отложений песка и грязи перед подъемом нижнего пакера из скважины); телескопическое устройство S, обеспечивающее поочередной срыв пакеров перед подъемом из скважины.

При работе газ поступает через газлифтный клапан в НКТ и дальше по НКТ поднимается газонефтяная смесь. Подбором сменного штуцера проводят регулировку клапана, что обеспе­ чивает подачу заданного расхода газа при необходимом давле­ нии. Для исследования газового пласта в ниппель нижнего цир­ куляционного клапана устанавливается глухая пробка, пере­ крывающая канал поступления нефти.

При необходимости одновременно-раздельного отбора части

поднимается на поверхность по колонне НКТ. Для изменения глубины ввода газа к посадочному ниппелю узла перекрестного течения подвешивается колонна труб 15 соответствующей длины, обеспечивающая ввод газа на необходимой глубине. Если нет надобности в добыче газа, то устанавливается глухая пробка, открывается циркуляционный клапан и нефть подни­ мается по затрубному пространству и НКТ.

В более простых конструкциях (рис. 8.8, в, г, д) регулирова­ нием противодавления газа у устья и настройкой клапана обес­ печивается подача газа заданного расхода при необходимом давлении. Имеется также ряд других конструкций внутрисква­ жинного газлифта. В настоящее время выпускаются комплект­ ные установки для внутрискважинного газлифта типа УВЛ и УВЛГ, где буква Г указывает на возможность одновременнораздельной добычи газа из газового пласта в той же скважине.

Внутрискважинный и в целом бескомпрессоркый газлифт на­ шел широкое применение на месторождениях Западной Сибири, где газовые пласты залегают над нефтяными. Газ из газовых скважин (не менее двух) подается непосредственно в нефтяные скважины того же отдельного куста (автономный бескомпрессорный газлифт). Более эффективно применение внутрисква­ жинного газлифта с отбором части газа по внутреннему каналу. Тогда газ нагревается нефтью и без подготовки поступает в неф­ тяные скважины того же куста.

Особенность проектирования внутрискважинного газлифта заключается в необходимости увязки совместной работы нефтя­ ного и газового пластов.

Преимущества внутрискважинного газлифта

Внутрискважинный газлифт по сравнению с компрессорным и бескомпрессорным характеризуется наибольшей эффектив­ ностью. Эффективность работы любого механизма или системы определяется коэффициентом полезного действия, равного отно­ шению полезной (отдаваемой) мощности к подведенной (пол­ ной) мощности. При многократном превращении или передаче энергии отдаваемая мощность одним звеном в то же время яв­ ляется подводимой энергией последующего звена системы. Об­ щий коэффициент полезного действия всей системы как отно­ шение отдаваемой системой мощности и подведенной к ней мощ­ ности равен произведению коэффициентов полезного действия на всех ступенях энергии. Тогда для всего компрессорного газ­ лифтного комплекса

где т)глк> Цгд, т]кс г|мг» TJгрб» Лрг. Лскв — коэффициент полезного дей­ ствия соответственно газлифтного комплекса (0,14—0,35), газо­

вого двигателя компрессора (0,43), поршневого компрессора (0,85), магистрального газопровода (0,98), газораспределитель­ ной батареи (0,94), разводящего газопровода (0,98) и скважины (0,41 при интервале изменения 0,1—0,6). В скобках указаны ус­ редненные значения коэффициентов полезного действия газ­ лифтного комплекса и его звеньев для условий Западной Си­ бири. Анализ этих значений выявляет два направления повыше­ ния эффективности: уменьшение числа звеньев, т. е. применение внутрискважинного газлифта; повышение коэффициентов полез­ ного действия каждого звена, особенно газового двигателя и газлифтной скважины. Коэффициенты полезного действия зве­ ньев системы, кроме газового двигателя и компрессора, тем выше, чем меньше отличаются давления на входе и выходе из звена. Повышения • энергетической эффективности системы можно достичь правильным подбором параметров работы газ­ лифтной (р3, Рр, Р2, d) и смежных систем (систем сбора продук­ ции, ППД). В целом коэффициент полезного действия внутри­ скважинного газлифта составляет приблизительно 0,35, тогда как компрессорного и бескомпрессорного — 0,14—0,32.

§ 8.13. ПЕРИОДИЧЕСКАЯ ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ

Наиболее эффективна работа газлифта при относительном по­ гружении е=0,6. По мере уменьшения е (соответственно умень­ шения рз или то же pi) удельный расход закачиваемого газа Ro зак существенно возрастает и при е-Ч) стремится к бесконеч­ ности. Поэтому при малых рх газлифтная эксплуатация стано­ вится энергетически и экономически невыгодной. В таких усло­ виях необходим перевод работы скважины на насосный способ эксплуатаций или при развитом газлифтном хозяйстве на пе­ риодический газлифт И. Г Белов рекомендует перевод с непре­ рывного газлифта на периодический осуществлять при общем удельном расходе газа не менее 200 м3/м3 на 1000 м глубины спуска 73-мм подъемных труб и дебите менее 50 т/сут. Выбор способа эксплуатации или перевод с одного способа на другой следует обосновывать технико-экономическими расчетами. Из­ вестно несколько разновидностей периодического газлифта. Принципиально их можно разделить на две группы по наличию камеры замещения.

Периодический газлифт без камеры замещения

Самая простейшая разновидность периодического газлифта без камеры замещения — так называемый перемещающийся (сме­ няющийся с чередованием) газлифт. Он по существу является установкой обычного непрерывного газлифта (см. рис. 8.1, в), но отличается наличием автомата периодической подачи газа