Рис. 8.9. Изменение забойного дав ления во времени за один цикл при работе перемежающегося газлифта:
/ — накопление жидкости; 2 —продавка; 3 — выброс жидкости и разрядка давления газа в скважине
Рис. 8.10. Установки периодического газлифта:
1 — регулятор |
циклов; |
2 — автомат |
газо- |
|||
подачи; |
3 — насосно-компрессорные трубы; |
|||||
4 — скважинная газлифтная |
камера; |
5 — |
||||
рабочий |
газлифтный |
|
клапан; 6 — пакер; |
|||
7 — обратный |
клапан; |
8 — камера замеще |
||||
ния; 9 —разрядный |
клапан; |
10 —верхний |
||||
амортизатор; |
11 — выкидной |
клапан; |
12 — |
|||
поршень |
(плунжер); |
13 — нижний аморти |
||||
затор
в затрубное пространство. Перемещающийся газлифт работает периодически на режиме повторных пусков. Характер измене ния р3 при его работе показан на рис. 8.9. Продолжительность цикла (/ц) можно разделить на периоды накопления (tH), продавки (/„), выброса жидкости и разрядки давления в скважине (tB). Большая амплитуда изменения р 3 при многократном пов торении циклов может вызвать разрушение призабойной зоны. При Рз>р'пл происходит поглощение части жидкости пластом (оно прекращается только при высоком пластовом давлении р'пл или малых коэффициентах продуктивности). Разрядка дав ления в трубах и затрубном пространстве обусловливает боль шой расход газа. Поэтому перемежающийся газлифт (рис. 8.10, а) в настоящее время на практике почти не встречается. Эф-
286
фективность его работы можно повысить (рис. 8.10) путем ус тановки пакера 6 (для отделения затрубного пространства от забоя), использования рабочего газлифтного клапана 5 (для ввода газа из затрубного пространства в подъемные трубы) и установки обратного клапана 7 на конце НКТ (для предотвра щения передачи давления смеси на забой). Дебит скважины при периодическом газлифте всегда меньше, чем при непрерывном, так как среднеинтегральное забойное давление р3 за цикл больше постоянного забойного давления рзп при непрерывной эксплуатации. Чем короче /ц, т. е. больше частота циклов, тем больше приближается р3 к р30, тем меньше потеря в добыче нефти. Сопоставив экономию от уменьшения удельного расхода газа, энергии и других затрат со стоимостью потерянной нефти, можно оптимизировать работу периодического газлифта, уста новить продолжительность периода накопления, частоту циклов.
Периодический газлифт с камерой замещения
Более эффективен периодический газлифт с камерой замещения (насос замещения, лифт замещения или камерный газлифт, в ко тором накопившаяся жидкость замещается газом). Лифтом за мещения можно эксплуатировать скважины при очень низких забойных давлениях (до 0,1 МПа), независимо от значения ко эффициента продуктивности. Выделяют двух- и однорядные лифты замещения (рис. 8.10, б, в). Чем больше объем камеры замещения на единицу длины, тем выше эффективность работы лифта.
Двухрядный лифт замещения (см. рис. 8.10) предусматри вает оборудование скважины двумя рядами труб 3: наружным для закачки газа и внутренним для подъема жидкости. На конце наружного ряда труб 3 устанавливается камера замещения 8, снабженная обратным клапаном 7. Отсечка газа может осу ществляться на устье с помощью автомата 2 или на забое с по мощью специального устройства.
В настоящее время для периодического газлифта выпуска ются однорядные установки типа ЛП (см. рис. 8.10, в). Регуля тор цикла времени 1 периодически открывает газу доступ в затрубное пространство, открывается съемный газлифтный клапан 5 и газ поступает в камеру замещения 8, вытесняя нако пившуюся в ней жидкость. Затем происходит разрядка подъем ных труб от давления закачиваемого газа (разрядка камеры за мещения от остатков газа осуществляется с помощью разряд ного клапана 9). В момент начала разрядки регулятор 1 сраба тывает и автомат газоподачи 2 перекрывает доступ закачива емому газу в скважину. По мере снижения давления внутри камеры открывается приемный клапан 7, и она снова напол няется новой порцией жидкости. Дальше цикл повторяется.
Настройкой регулятора цикла времени оптимизируют работу скважины по максимальному дебиту и минимальному удель ному расходу газа.
Плунжерный и гидропакерный лифты
К периодической газлифтной эксплуатации относят также плун жерный и гидропакерный лифты, работа которых основана на использовании только пластового газа (без подачи газа в сква жину). Их следует рассматривать как переходящие к механизи рованным способам эксплуатации, когда внедрение последних запаздывает или газ срывает работу насосов. Для их примене ния в основном используют*следующие скважины: слабо фонта нирующие с малым устьевым давлением; периодически фонта нирующие; недавно прекратившие фонтанирование, т. е. сква жины с удельным расходом пластового газа, достаточным для проявления неустойчивого фонтанирования.
Установка плунжерного лифта состоит из одноразмерной ко лонны подъемных труб с нижним пружинным амортизатором, устьевой арматуры с верхним пружинным амортизатором и плунжера, который имеет клапан, закрывающийся снизу вверх. Выкид скважины постоянно открыт в сборную линию. Плунжер представлен пустотелым цилиндром длиною 0,5—0,6 м и массой около 6 кг. Существует множество различных конструкций плун жеров (с расширяющимся уплотнением и др.). Зазор между плунжером и внутренней стенкой НКТ составляет всего 1,5— 2 мм (перед спуском НКТ тщательно шаблонируют). Плунжер выполняет роль подвижной перегородки между жидкостью и газом и тем самым уменьшает скольжение газа. Плунжер при открытом клапане падает в НКТ. Шток клапана плунжера, уда ряясь об нижний амортизатор, закрывает клапан. Потоком газа из затрубного пространства плунжер выталкивается вверх вместе со столбом жидкости над ним. После выброса жидкости давление под плунжером уменьшается и за счет большего дав ления над плунжером открывается клапан. Регулирующее уст ройство на устье (типа соленоидов) задерживает плунжер ^ре гулирование цикла). Затем цикл повторяется. Плунжерный лифт может работать также с периодической подкачкой газа в затрубное пространство. Вследствие большой трудоемкости работ по подготовке НКТ и частых неполадок плунжерный лифт не нашел применения.
Отличительной особенностью гидропакерного лифта (лифта со свободным поршнем или с гидропакерным автоматическим поршнем, периодического газлифта с перекрытым выкидом) яв ляется то, что выкид скважины перекрыт (рис. 8.10, г), плун жер размещается с большим зазором в трубах и при желании
может быть заменен поршнем 12 (без клапана). Установка ра ботоспособна и без поршня (плунжера).
Работа установки при использовании поршня и регулятора циклов, действующего от затрубного давления (возможны и другие принципы его работы), заключается в следующем. После перекрытия выкидного клапана поток газа в подъемных трубах практически прекращается и поршень падает на нижний амор тизатор 13. Поступающий из пласта газ в основном идет в затрубное пространство, а жидкость — в подъемные трубы 3. Когда давление газа в затрубном пространстве достигнет за данного значения, регулятор цикла 1 открывает выкидной кла
пан 11. Газ из НКТ |
быстро сбрасывается в сборную систему, |
|
а газ из |
затрубного |
пространства поднимает поршень 12 со |
столбом |
жидкости над ним до устья. При подходе поршня |
|
к устью автомат закрывает выкидной клапан и выброс прекра щается. Цикл снова повторяется. Для успешной работы уста новки пластовое давление должно быть больше 3 МПа.
Известны также других видов периодические газлифты, со четающие в различной комбинации отличительные элементы (перекрытие выкида, использование автомата газоподачи, поршня или плунжера). В настоящее время работают только единичные установки периодического газлифта.
Контрольные вопросы
1. Как влияет поглощение жидкости пластом на пусковое давление и размещение пусковых газлифтных клапанов?
2.Охарактеризуйте газлифтные клапаны, которые нашли наибольшее применение на отечественных промыслах.
3.Расскажите о принципах использования номограмм распределения дав ления при расчете газлифтных подъемников.
4. Объясните |
преимущества внутрискважинного газлифта по сравнению |
с компрессорным |
и бескомпрессорным. |
Ю в. с. Бойко
Глава 9
НАСОСНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
Прекращение или отсутствие фонтанирования скважин обусло вило использование других способов подъема нефти на поверх ность, например, посредством штанговых скважинных насосов. Этими насосами по настоящее время оборудовано большинство скважин. Получили широкое распространение погружные цен тробежные электронасосы. Разнообразие условий подъема жид кости в скважинах способствовало также разработке насосных способов с использованием винтовых, гидропоршневых, диаф рагменных, гидроимпульсных и других насосов. Однако их при менение пока находится в стадии промышленного испытания или освоения.
§ 9.1. СХЕМА И ПРИНЦИП РАБОТЫ ШТАНГОВОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ. ОБОРУДОВАНИЕ НАСОСНЫХ СКВАЖИН
Отличительная особенность штанговой скважинно-насосной ус тановки (ШСНУ) состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в дей ствие поверхностным приводом посредством колонны штанг.
Схема и принцип работы установки
Схема ШСНУ (рис. 9.1) включает оборудование: а) наземное— станок-качалку (СК), оборудование устья; б) подземное — на сосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных ус ловиях.
Основные элементы СК — это стойка 17 с балансиром 16, два кривошипа 21 с двумя шатунами 19, редуктор 22, клиноре менная передача 24, электродвигатель 25 и блок управления 28, который подключается к промысловой линии силовой электро передачи. ШСН состоит из цилиндра 3, плунжера 4, всасываю щего 2 и нагнетательного 5 клапанов. Цилиндр ШСН крепится к НКТ 6. На нижнем конце цилиндра установлен неподвижный всасывающий шариковый клапан, открывающийся при ходе плунжера вверх. Плунжер пустотелый (со сквозным каналом), имеет нагнетательный шариковый клапан, открывающийся при ходе плунжера вниз. Электродвигатель 25 через клиноременную передачу 24 и редуктор 22 придает двум массивным кривоши-