Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений
..pdfО Z Ч 6 8 td П П Гбр.Мй.
Рис. 8.4. Кривые распределения дав ления вдоль ствола газлифтной сква жины
Рис. 8.5. Пример номограммы распре деления давления вдоль ствола сква жины при различных удельных рас ходах газа R0.
Внутренний диаметр труб 73 мм, дебит нефти 1272 м3/сут при отсутствии воды, плотность нефти 850 кг/м3, относительная плотность газа 0,65
и газа данного месторождения, средней температуры потока, разных дебитов, обводненности, различных диаметров труб. Крайняя правая кривая номограммы (/?0 = 0) соответствует про филю давления потока негазированной жидкости, а крайняя ле вая— профилю давления с минимальным градиентом. При уве личении выше указанного значения для данной глубины гради ент давления возрастает и профиль давления смещается вправо. Поэтому расчет кривой распределения давления следует огра ничивать профилем с минимальным градиентом. Порядок рас чета с использованием номограмм следующий: а) задаются ря дом значений диаметров НКТ; б) на кальке в масштабе номо граммы наносятся оси давления и глубины, отмечаются глубина скважины Я, давления рпл, р3 и р2; в) калька накладывается на номограмму (для данного дебита, обводненности и диаметра труб — НКТ или обсадной колонны) так, чтобы оси глубин со впали, и перемещается по оси глубин таким образом, чтобы точка (р3; Н) совместилась с кривой Яо=йЭф, где в Эф— пласто вый газовый фактор с учетом обводнения продукции; эта кри вая переносится на кальку (если такой кривой на номограмме нет, то она интерполируется); получается первая кривая р(г) (см. выше); г) снова калька аналогично накладывается на но мограмму (для данного дебита, обводненности и диаметра НКТ) и перемещается вдоль оси глубин так, чтобы точка (р2; 0) последовательно совмещалась с кривыми /?о>£Эф; эти кривые переносятся на кальку; получается ряд вторых кривых p(z)\ д) точки пересечения кривых p(z) дают совокупность значений L, рр, /?озак = /?о—0 Эф, которые определяют возможные режимы
работы газлифтной скважины; е) аналогично повторяются опре деления для других диаметров НКТ; ж) выбираются условия работы скважины, например, такие, которые соответствуют наи меньшему значению ЯозакЕсли газлифтных скважин много, то составляется таблица зависимости диаметра НКТ от дебита скважины.
§ 8.9. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ КРИВЫХ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ ДЛЯ РАСЧЕТА РАБОЧЕГО И ПУСКОВЫХ ГАЗЛИФТНЫХ КЛАПАНОВ
Эта методика по сравнению с аналитическим расчетом позво ляет учесть большее количество факторов, влияющих на раз мещение клапанов.
Для этого необходимо иметь: а) номограмму (см. рис. 8.5) распределения давления p(z) для условий данной скважины; б) кальку с нанесенными осями давления и глубины в том же масштабе, что и на номограмме p(z). Для лучшего понимания методики выделим отдельные расчеты.
Предварительные определения и построения
На кальке наносят глубину скважины Я, давления рпл, Р з, Р 2, рабочее давление газа в кольцевом пространстве на устье сква жины рко и температуру на устье Г2, проведя ось температур (рис. 8.6).
Из точки рпл проводят прямую 1 распределения гидростати ческого давления в неработающей скважине, уклон которой оп ределяется плотностью жидкости. Пересечение прямой 1 с осью глубин указывает расстояние от устья до статического уровня
Лет1.
Из точки р3 проводят кривую 2 распределения давления от забоя вверх по колонне НКТ или по обсадной колонне (если трубы спущены практически только до глубины установки ра бочего клапана), для чего, совмещая кальку с номограммой, на кладывают точку р3 на кривую p(z) с Ro=G3ф. Также из точки Рз проводят кривую 3 гидродинамического давления потока не газированной жидкости (кривая с параметром R0 = 0). Уклон ее отличается от уклона прямой 1 на значение градиента давления на трение.
Из точки р2 проводят кривую 4 минимального градиента дав
ления (/?о= тах), для чего накладывают |
точку р2 на кривую |
p(z) с /?0 = тах (левая огибающая кривая) |
при совпадении осей |
глубин на кальке и номограмме. |
|
Из точки То проводят кривую 5 изменения температуры по стволу скважины (см. § 6.5).
p .T
Рис. 8.6. Графический расчет глубины установки газлифтных клапанов
Из ТОЧКИ Рко проводят кривую 6 (можно ограничиться пря
мой) изменения давления газа в кольцевом (затрубном) прост ранстве по барометрической формуле
0,03415prz
Рк (z) = Ркое ггг'Р |
(8.51) |
где рг — относительная плотность газа (по воздуху); ТсР— сред
няя температура газа (для ее расчета используется кривая 5 распределения температуры по стволу); г т— средний коэффи циент сверхсжимаемости газа при средних давлении и темпера туре, определяемых методом последовательных приближений.
От принципа действия пусковых клапанов несколько зависит процесс пуска скважины. Рассмотрим процесс пуска с использо
ванием наиболее распространенных сильфонных клапанов, уп равляемых давлением газа в кольцевом пространстве (см. рис. 8.3, а или б). Их особенность заключается в том, что после начала подачи газа в кольцевое пространство все клапаны в скважине открываются. На линии газоподачи у устья сква жины или в газораспределительной будке устанавливают регу лируемый штуцер. По мере ввода газа через последующий кла пан для того, чтобы предыдущие (вышележащие) клапаны оста вались закрытыми, давление газа в кольцевом пространстве ступенчато снижают. Давление открытия последующего клапана меньше давления открытия каждого предыдущего (вышележа щего).
Расчет клапанов включает определение глубины их уста новки, расхода газа через каждый клапан, диаметра отверстия седла клалана, типоразмеров и параметров тарировки.
Расчет первого верхнего пускового клапана
Расчет глубины установки первого клапана Lx целесообразнее выполнять аналитическим методом по формуле (8.11) или (8.12) для глубины установки первого пускового отверстия. Величину Lx можно установить также графически. Для этого определяют расстояние от устья до приведенного уровня жидкости в НКТ после подачи газа в кольцевое пространство
Аир = (йст+ L\) — А*, |
(8.52) |
где L\l — снижение уровня жидкости в кольцевом пространстве ниже статического уровня, определяемое из формулы пускового давления (8.10); hx=(pKO—P2 )/(pg)— повышение уровня жид кости в НКТ над сниженным уровнем в кольцевом простран стве.
При пуске скважины забойное давление сначала больше рпл, а затем меньше, т. е. отмечаются поглощение жидкости пластом и приток из пласта, что вносит изменения в размещение клапа нов. Если пуск осуществляется подачей газа от компрессорной станции, то допустимо принять отсутствие поглощения при рас чете /|П (при большом расходе газа продавка уровня кратко временна и за это время пласт поглощает очень малый объем жидкости). Поглощение обусловливает увеличение значения Lx. Отметим, что приток также учитывается с запасом, поскольку расход газа через каждый клапан ниже рассчитывается по де биту скважины при нормальной работе. Если /хпр<0, то проис ходит перелив жидкости. Величина Lx определяется как глу бина, соответствующая положению точки пересечения прямой 7, проведенной из точки (р2; 0) параллельно прямой 7, с кривой, отстоящей от кривой 6 на величину Дркл'~0,3 МПа (см. рис. 8.6). Начальный перепад давления Аркл1 обеспечивает воз
можность поступления газа из кольцевого пространства в НКТ, определяется глубиной установки клапана и принимается ори ентировочно. Если Лпр> 0 (перелив жидкости отсутствует), то уровень в НКТ находится ниже устья и построение прямой 7 начинают тогда не из точки (рг; 0), а из точки (рг; h„р).
Построив горизонталь на уровне Ь\, в точках пересечения ее с линиями 4 и 6 определяют давление газа в кольцевом прост ранстве на уровне первого клапана ркД и минимальное давле
ние смеси в колонне НКТ на этом же уровне р?р", (см.
рис. 8.6). По ближайшей снизу от точки давления p^'Z, кри вой, отходящей от кривой минимального градиента, устанавли вают удельный расход газа R01 (см. рис. 8.6, кривая # 0i)- Тогда минимальный расход газа через первый пусковой клапан (для достижения минимального градиента давления в колонне НКТ выше этого клапана)
V01--=R01Q, |
(8,53) |
где Q — дебит скважины по жидкости при нормальной работе. Температуру газа в затрубном пространстве на уровне пер вого клапана TLi определяют в точке пересечения горизонтали
Lx с кривой 5.
Диаметр отверстия седла клапана dc\ либо вычисляют с ис пользованием формулы политропического истечения идеального газа через штуцер, либо находят по номограмме. За давление на входе принимается pKi , а на выходе р™1^. Номограмма
построена для газа с относительной плотностью рг по воздуху, равной 0,65, при температуре Т, равной 288,8 К- Для других ус ловий при расчете диаметра расход газа V0i умножают на по правочный коэффициент
Ки = 0,0731 УргТ |
(8.54) |
По диаметру отверстия седла выбирают типоразмер кла пана, принимая клапан с ближайшим большим отверстием седла. Определяют тарировочные параметры клапана:
давление в его сильфоне (давление закрытия) на глубине установки клапана, найденной из формулы (8.17), по урав нению:
Р а |
(8.55) |
Температурный коэффициент Кп по температуре Т/.,; дав ление зарядки сильфона рсн, по формуле (8.26) и номинальное давление тарировки рн0Mi по формуле (8.24).
Глубину установки |
второго |
клапана L2 определяют ордина |
той точки пересечения |
прямой |
8, проведенной из точки р™1]^ |
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
|
|
(8.56) |
где |
Кк\ — коэффициент клапана |
(первого). Отсюда видно, что |
для |
определения 5! необходимо |
знать L2 и наоборот. Поэтому |
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
уровне первого клапана давление повышается от |
до |
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
параметры: |
ркь2> ртрL,, |
i?02> ^ 02» Т |
da, ра> Кц, |
Рсщ, Рномг> |
причем за |
давление на |
входе в клапан (давление |
открытия) |
|
принимается значение (ркц —3i). |
|
|
||
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
лельно кривой |
6 на удалении вдоль абсциссы Дp„ — pKL,— |
П — 1 |
|
—Дркл — X |
Если глубина Lp не рассчитана из условий оп- |
i=i |
|
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
установки |
для |
непрерывного компрессорного |
газлифта типа Л |
||
и для наклонно направленных скважин |
типа |
ЛН. |
Например, |
||
Л-60Б-210, где |
60 — условный диаметр |
колонны |
подъемных |
||
труб, мм |
(60; 73; 89 мм); Б — условный наружный’диаметр газ |
||||
лифтных |
клапанов (А, Б, В — соответственно диаметры 38, 25 |
||||
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
осложнений, связанных с |
образованием кристаллогидратов, |
в поток вводят ингибиторы |
гидратообразования (хлористый |
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,