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

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

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-