Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ
Подождите немного. Документ загружается.
Природний газ можна подавати із сусіднього газового родовища
(за даними техніко-економічних розрахунків допускається транспор-
тування газу з відстані кілька десятків кілометрів), із магістрального
газопроводу або з газобензинового заводу. Підготовка такого
природного газу на нафтовому промислі не потрібна.
У разі безкомпресорного газліфта природний газ під власним
тиском надходить із свердловин газових або газоконденсатних
родовищ. Там же його очищують і осушують. На нафтовому промислі
іноді його тільки підігрівають, щоб запобігти гідратоутворенню. Якщо
нафтовий і газовий поклади приурочені до одної площі, то можливим
є внутрішньосвердловиннии безкомпресорнии газліфт, відмітна
особливість якого - надходження газу з газового пласта, що лежить
вище або нижче, безпосередньо в нафтовій свердловині.
Область застосування газліфта - високодебітні свердловини з
великими вибійними тисками (див. рис. 7.2, б), свердловини з
високими газовими факторами та вибійними тисками нижче тиску
насичення, „пісочні" свердловини, а також свердловини у важко-
доступних умовах (наприклад, затоплюваність території, паводки,
болота, відсутність доріг та ін.). Газліфтний спосіб ефективний для
експлуатації викривлених свердловин, розробки багатопластових
родовищ.
Переваги газліфтного способу порівняно з іншими, особливо
механізованими способами експлуатації, такі:
а) висока техніко-економічна ефективність;
б) відсутність піднімальних механізмів
і
деталей,
які труться;
в) великий міжремонтний період;
г) простота обслуговування свердловин і регулювання роботи,
боротьби з корозією і відкладами парафіну та солей, автоматизації та
зміни режимів;
391
r) можливість проведення широкого комплексу дослідницьких робіт;
д) централізоване дозування різних додатків у свердловину;
є) використання енергії пластового газу;
є) відсутність негативного впливу пластового газу, високих вибій-
них температур;
ж) надійність надземного обладнання тощо.
Разом із тим газліфтний спосіб, особливо компресорний газліфт,
має серйозні
недоліки:
а) низький ККД усієї газліфтної системи, яка містить у собі
компресорну станцію, газопроводи та свердловини;
б) великі капітальні вкладення на будівництво компресорної станції
та газопроводів;
в) великі енергетичні витрати на стискання газу;
г) порівняно високі експлуатаційні витрати на обслуговування ком-
пресорної станції;
ґ) низький ККД (0,09...0,16) порівняно з насосними способами
(0,25...0,3 -для відцентрових і 0,25 -
для
штангових насосів).
Газліфт можна застосувати тільки за наявності достатньої кількості
вуглеводневого газу. Тому через названі недоліки газліфта необхідно
виконувати техніко-економічне зіставлення газліфтного та насосних
способів експлуатації, а відтак вибирати найефективніший з них.
Зазначимо лише, що в разі безкомпресорного газліфта собівартість
видобування нафти може бути в кілька разів меншою, ніж у разі
експлуатації свердловин штанговими насосними устаткованнями.
Якщо на промислі вже організовано газліфтну експлуатацію
свердловин, а вибійні тиски і дебіти зменшились (менш як 50 т/добу),
то для підвищення техніко-економічної ефективності видобування
нафти можна перевести роботу свердловин з
неперервного газліфта
на
періодичний
(періодичне запомповування газу у свердловину).
392
§ 8.2 Конструкції та системи газліфтних піднімачів
Конструкція будь-якого газліфтного піднімача має забезпечувати
у свердловині наявність двох каналів: для запомповування газу та
для піднімання газорідинної суміші на поверхню. Такі канали
можуть бути створені або двома паралельними {ліфт Поле), або
концентрично розміщеними (ліфт Саундерса) рядами труб. Через
складність опускання у свердловину на великі глибини двох
паралельних рядів труб, жорстко зв'язаних біля башмака, і
неможливість використання НКТ великих діаметрів за малого
діаметра
(96,3...
140,3
мм) експлуатаційної колони ліфт Поле не
набув поширення.
Залежно від кількості рядів труб, концентрично розміщених у
свердловині, розрізняють конструкції
дво-,
півтора- та однорядних
піднімачів (рис. 8.1). У перших двох піднімачах зовнішній ряд труб
опускають до інтервалу перфорації, що забезпечує покращення
умов винесення піску з вибою внаслідок збільшення швидкості
потоку, у тому числі підномповуванням рідини в затрубний простір
між першим (зовнішнім) рядом НКТ і експлуатаційною колоною.
Проте через великі металомісткість, вартість, ускладнення, пов'язані
зі збільшенням глибини опускання піднімальних (внутрішніх) труб,
що потребує попередньої зміни підвіски зовнішнього ряду труб
півторарядного піднімача, а також через змогу забезпечення
винесення піску іншими шляхами дво- та півторарядні піднімачі не
застосовують. їх використання виправдано тільки як вимушений
захід, коли експлуатаційна колона є негерметичною.
393
Рг
•
-ь-
4
* т ".
т
Q
* Q
Р
-
rV
'» ! Ч- hh
F
°
-»г-
І- ; Ч ¥ 4
р,
'
j,
і
р.
і
*, ._
Q
Р
Р
-±л_
1
Ч-
РТ"
^
/>»
і
»5
>
ч
- р.
-
Рисунок 81- Схеми газліфтних піднімачів- а - в - дво-, півтора- та однорядний
кільцевої
системи,
г - однорядний центральної системи
У наш час застосовують однорядний піднімач. Він є менш
металомістким і найдешевшим, забезпечує можливість безперешкодної
зміни діаметра та довжини піднімальних труб, причому діаметр може
бути вже істотно більшим. Для забезпечення умов винесення піску з
вибою свердловини труби опускають до вибою, а газ вводять вище на
необхідній глибині через робочий газліфтний клапан (або іноді через 2-4
отвори діаметром 5...8 мм у робочій муфті). Робоча муфта або клапан
під час проходження через них газу створюють постійний перепад тиску
0,1...0,15
МПа, який утримує рівень рідини нижче точки введення газу в
піднімальні труби. Цим зменшуються пульсації в роботі, які призводять
до руйнування пласта
і
утворення піщаних пробок.
Для очищення вибою від піску зворотним промиванням свердловини
(нагнітання рідини в НКТ) робочий газліфтний клапан доповнюють
додатковим вузлом зворотного клапана, який перекриває отвори, і
рідина протікає не через газліфтний клапан, а через башмак НКТ.
Оскільки по діаметру затрубний простір є великим, то можна
встановлювати газліфтні клапани вздовж колони НКТ
(див.
нижче).
394
Залежно від напряму подавання газу розрізняють кільцеву та
центральну системи піднімачів. У разі
кільцевої системи
газ запомпо-
вують у кільцевий (затрубний або міжтрубний) простір, а в разі
центральної-
в
центральні труби.
На практиці газліфтні свердловини в основному працюють за
кільцевою системою, оскільки оптимальні умови ліфтування дося-
івються звичайно за малих площ прохідних перерізів труб.
У разі центральної системи пісок роз'їдає з'єднини муфт на
ірубах, через що можливе їх обривання, а якщо видобувається
парафіниста нафта, то утруднюється періодичне видалення відкладів
парафіну зі стінок кільцевого простору, що обмежує застосування
і
іентральної системи піднімача.
§ 8.3 Пуск газліфтної свердловини в експлуатацію.
Характеристика процесу пуску
Процес пуску призначений для введення в роботу нових і
відремонтованих свердловин.
Процес пуску свердловини
Перед пуском свердловина заповнена рідиною (розгазованою
1
нафтою, водою або іншою рідиною глушіння). Висота рівня її у
свердловині відповідає пластовому тиску. Суть пуску свердловини
полягає у витісненні рідини газом із лінії газоподавання до башмака ,
піднімальних труб методом протискування і введення газу в підні- '
мальні труби. Схему пуску свердловини і зміну тиску запомпову- 1
ваного газу на іирлі під час пуску показано на рис 8.2. Для і
узагальнення розгляду взято дворядний піднімач. '
395
І і
>-;
-s:
T 1 T
Газ
о* \
•а
Рисунок 8.2 - Схема пуску свердловини в експлуатацію методом витіснення стис-
неним газом (а) і зміна тиску запомповуваного газу на гирлі в часі гад
час пуску (б)
Найбільший тиск газу, який виникає під час пуску, називають
пусковим тиском
р
П
.
Тиск запомповування газу в процесі експлуатації
свердловини називають робочим тиском р
р
. Пусковий тиск завжди
перевищує робочий, тобтор
а
>
р
р
.
Це зумовлено ось чим:
а) пуск здійснюється за висоти статичного рівня h^, а робота - за
висоти динамічного рівня h
№
причому
А
д
< /г
ст
(депресія рівня рідини
А^о = Л
ст
-Лд); відповідно під час роботи глибина занурення труб під
рівень рідини h]<h;
б) у піднімальних трубах рівень рідини підвищується на висоту
Д
h
і на момент надходження газу
в
НКТ умовне занурення труб
під
рівень
становить h+Ah>h>h].
Під час пуску рідина, що витіснюється із міжтрубного простору
(див.
рис. 8.2, а), в основному переміщується в піднімальні труби та
в затрубний простір і частково поглинається пластом.
396
Досягнувши башмака піднімальних труб, газ надходить у них і,
розширюючись, спливає. Густина газорідинної суміші зменшується,
рівень її підвищується до гирла, після чого викидається частина
рідини, висота її рівня в затрубному просторі стає меншою за висоту
статичного рівня /?„, починається приплив рідини з пласта.
За достатньої витрати газу свердловина виходить на робочий режим.
У процесі зниження рівня рідини в лінії газоподавання до башмака
піднімальних труб і підвищення рівня суміші в піднімальних трубах до
гирла тиск запомповуваного газу монотонно збільшується до
найбільшої значини р„. Під час викидування рідини він різко
зменшується і після кількох коливань, зумовлених інерційністю
потоків у системі "пласт - свердловина", сягає значин робочого тиску
р
р
за неперервного подавання та достатньої витрати газу. У "сухих"
свердловинах (через відсутність гідродинамічного зв'язку сверд-
ловини з пластом; пласт непродуктивний) він знизився б до значини
вірат тиску на тертя
(див.
пунктирну лінію на
рис.
8.2, б).
Розрахунок пускового
тиску
Під час пуску свердловини на пласт створюється наростаюча в часі
репресія тиску, яка сягає значини Ap
=
Ahpg,
де р - густина
свердловинної
рідини;
g - прискорення вільного падіння. Під дією цієї
репресії тиску відбувається поглинання рідини пластом з витратою,
яка визначається тривалістю протискування (темпом подавання газу),
пружними процесами перерозподілу тиску в пласті і станом
привибійної зони (коефіцієнтом продуктивності). Якщо привибійна
зона забруднена, то в пласт надходить дуже мало рідини. Нехтуючи
втратами тиску на гідравлічне тертя, пусковий тиск за умови
розрахунку його біля башмака НКТ можна записати у вигляді:
p
n
= (h +
Ah)pg (8.2)
397
Невідоме підвищення рівня рідини Д/г можна оцінити із рівняння
балансу об'ємів рідин, яка витіснена з кільцевого простору У
к
, яка
переміщена в сполучені з атмосферою трубний і затрубний простори
V
T
і
яка ввійшла в плаї'Т
Упл'-
V
K
=
V
T
+
V
m
, (8.3)
звідки
V
T
=
V
K
~V
nn
=
V
K
Г
V ^
1 ПЛ
v
v
у
к ;
= ^к(і-¥погл)
5
(8-4)
Д
е
¥погл
=
^пл/
Ук
- коефіцієнт поглинання, який характеризує
поглинання рідини пластом (частка поглинутої рідини від усієї
витісненої). Оскількії V
T
=
(F
T
+
F
3
)Ah,
V
K
=F
K
h,
то рівняння (8.4)
записуємо у вигляді:
(F
T
+F
3
)
Ah =
F
K
h(\-
у
погл
),
(8.5)
звідки
M =
A(l-
Vnor
J—L
(8
.6)
де F
T
, F
K
, F
3
- шк>ЩІ поперечного перерізу простору відповідно
трубного, кільцевого
та
затрубного.
Тоді формула
(8.2)
набуває вигляду
Рп = %
г
1+(і-¥погл) "
F
T
+F
3
= m
n
hpg, (8.7)
де т
п
=
1
+ (і-\)/
пог1
)
к
- коефіцієнт пускового тиску, який
F
T
+F
3
визначається співвідношенням площ перерізів і частки рідини,
поглинутої пластом.
398
Стосовно центральної системи подавання газу у формулі (8.7)
величини F
K
і F
T
слід формально поміняти місцями, а стосовно
однорядного піднімача - взяти
F
3
=0.
У формулі (8.7) часто площі перерізів виражають через діаметри
труб. Якщо при цьому не враховувати товщини стінок труб, то
стосовно однорядного піднімача вноситься похибка < 5%.
З аналізу формули (8.7) випливає таке:
а) якщо \|/
погл
>
0, тобто за часткового поглинання рідини пластом
пусковий тиск р
п
менший, ніж за відсутності поглинання
(\)/
ПО
гл
=
0);
б) якщо
\)/погл
=
0>
то
визначаємо пусковий тискр
п
із розрахунковим
запасом (залежно від співвідношення площ найбільш використо-
вуваних труб коефіцієнт т
п
може змінюватися в діапазоні
1,13...8,49,
причому великі значини відповідають однорядному піднімачу
кільцевої системи, середні - дворядному і найменші - однорядному
центральної системи);
в) якщо
\|/
П
огл
->
1
(повне поглинання) пусковий тиск р
п
—>
hpg
(наблизитися до цього можна за дуже повільних темпів подавання газу
і відповідно великої тривалості процесу протискування).
Тривалість
процесу
протискування
можна оцінити як відношення
об'єму кільцевого простору
V'
K
=F
K
L
до витрати запомповуваного
газу, зведеного згідно з рівнянням Клапейрона-Менделєєва до тиску і
температури у свердловині. У літературі є запропоновані нами більш
точні рівняння, які описують зміну тиску запомповуваного газу в часі з
урахуванням поглинання рідини пластом.
399
Якщо під час пуску рівень рідини в піднімальних трубах досягне
гирла свердловини раніше, ніж газ підійде до башмака піднімальних
труб, і почнеться переливання рідини з протитиском на гирлі р2 =р
л
(наприклад, у нафтозбірну лінію з тиском у ній р
л
), то максимально
можливий
пусковий тиск
(за
h + Ah =
L)
Aimax =
£pg+/>2-
(8-8)
Отже, завжди справджується нерівність:
р
П
<р
птах.
§ 8.4 Методи зниження пускового тиску. Визначення місць
встановлення пускових отворів
Оскільки завжди пусковий тиск перевищує робочий (р
п
>Рр),
то
для пуску свердловин необхідно мати джерело газу високого тиску у
вигляді або пересувного компресора (так само, як і для освоєння
свердловин), або додаткової газової лінії, розрахованої на пусковий
тиск. Проте пусковий тиск може бути дуже високим (до ЗО...50 МПа у
глибоких свердловинах). Створити такі тиски або неможливо через
відсутність компресорів високого тиску, або дуже трудно через великі
витрати на будівництво газової лінії високого тиску, тому доцільніше
застосовувати методи зниження пускового тиску. Аналізуючи процес
пуску і формулу пускового тиску, можна назвати кілька методів
зниження пускового тиску, які розглядаємо нижче.
Перемикання
на центральну систему
Пусковий тиск стосовно центральної системи є меншим, ніж
стосовно кільцевої системи піднімача такої ж конструкції, а саме у
випадку однорядної конструкції пусковий тиск р
п
є меншим у 7,5
разів,
у випадку дворядної- на 11°о. Тому доцільно пуск здійснювати
за центральної системи, а потім для роботи виконувати зворотне
перемикання на кільцеву систему.
400