Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ
Подождите немного. Документ загружается.
Розрахунок клапанів передбачає визначення глибини їх встанов-
лення, витрати газу через кожний клапан, діаметра отвору сідла
кожного клапана, їх типорозмірів
і
параметрів тарування.
Розрахунок першого
верхнього пускового
клапана
Розрахунок глибини L\ встановлення першого клапана доцільніше
виконувати аналітичним методом за формулою (8.11) або (8.12) щодо
глибини встановлення першого пускового отвору.
Величину L\ можна встановити також графічно. Для цього
визначаємо відстань від гирла до зведеного рівня рідини в НКТ після
подавання газу в кільцевий простір:
А,.=(А;+^)-Л,, (8-52)
де h
ст
- глибина статичного рівня (відстань від гирла свердловини до
статичного рівня); L\ - зниження рівня рідини в кільцевому просторі
нижче статичного рівня, що визначається з формули пускового тиску
(8.10);
h\ - підвищення рівня рідини в НКТ над зниженим рівнем у
кільцевому
прос і
орі,
h\
=
(р
ко
-рі) І(р g).
Під час п>ску свердловини вибійний тиск спочатку перевищує
пластовий тиск р
т
, а потім стає меншим за нього, тобто відмічається
спочатку поглинання рідини пластом і відтак приплив рідини із пласта,
що вносить зміни в розрахункове розміщення клапанів. Якщо пуск
здійснюється подаванням газу від компресорної станції, то можна
вважати, що поглинання в разі розрахунку /г
зв
відсутнє (за великої
витрати газу протискування рівня короткочасне і за цей час пласт
поглинає дуже малий об'єм рідини). Поглинання зумовлює збіль-
шення значини L\. Зазначимо, що приплив рідини враховується із
431
запасом, оскшьки витрату газу через кожний клапан розраховуємо
нижче за дебітом свердловини під час нормальної роботи (під час
наступної експлуатації).
2 Рв Ніп
Рисунок 8.6 ~ Схема до графічного розрахунку глибини встановлення
газліфтних клапанів
Якщо h
3B
<0, то відбувається переливання рідини. Величина L\
визначається як глибина, що відповідає положенню точки перетину
прямої 7, проведеної з точки
(р2і
0) паралельно прямій 1, із кривою,
віддаленою від кривої 6 на величину
Др^,
=
0,3 МПа (див. рис. 8.6).
432
Початковий перепад тиску Ар'и, забезпечує можливість надходження
газу з кільцевого простору в НКТ, зумовлюється глибиною встанов-
леня клапана, яка ще невідома
і
береться орієнтовно.
Якщо
h
3B
>
0 (переливання рідини відсутнє),
го
рівень рідини в НКТ
знаходиться нижче гирла; побудову прямої 7 починаємо тоді не з
точки
(р2\
0), а
з
точки
(р%
h
3B
).
Побудувавши горизонталь на рівні глибини L\, у точках перетину її
з лініями 4 і 6 визначаємо тиск газу в кільцевому просторі на рівні
першого клапана p
KL
і мінімальний тиск суміші в колоні НКТ на
цьому самому рівні р '
(див.
рис.
8.6).
ТрЦ
п
~
г
• mm
За найближчою знизу від точки тиску р . кривою, що відходить
трц
від кривої мінімального градієнта тиску, встановлюємо питому
витрату газу Ro\ (див. криву
RQ\
на рис. 8.6). Тоді мінімальна витрата
газу через перший пусковий клапан (для мінімального ірадієнта тиску
в колоні НКТ вище цього клапана):
Vo\=Ro\Q (8-53)
де
Q —
дебіт свердловини
по
рідині за нормальної роботи.
Температуру газу в затрубному просторі на рівні першого клапана
TLI
визначаємо
в
точці перетину горизонталі L\ з кривою 5.
Діаметр отвору сідла клапана d
c
\ або розраховуємо з використан-
ням формули політропічного витікання ідеального газу через штуцер,
або знаходимо за номограмою. За тиск на вході беремо тискр
к
и, а на
виході -тиск р"™
.
Номограму побудовано для газу з відносною Гус-
іиною р
г
по повітрю, що дорівнює 0,65 за температури Г= 288,8 К.
433
Для інших умов під час розрахунку діаметра витрату газу VQ\
перемножуємо на поправковий коефіцієнт:
К
п
=
0,0731
^Т. (8.54)
За діаметром отвору сідла вибираємо типорозмір клапана, беручи
клапан із найближчим більшим отвором сідла.
Потім визначаємо тарувальні параметри клапана:
а) тиск у його сильфоні (тиск закривання) на глибині встановлення
клапана за рівнянням, отриманим
із
рівняння (8.17):
р =
ІЕЬі !_
;
(8.55)
1
1
+
^
К1
б)
температурний коефіцієнт
к
х
\
за температурою Ги;
в)
тиск зарядки сильфона р
а]
\ за формулою (8.26);
г) номінальний тиск тарування
р
ном
\
за формулою (8.24).
Розрахунок
другого пускового
клапана
Глибину встановлення другого пускового клапана Li визначаємо за
ординатою точки перетину прямої
8
(див. рис. 8.6), проведеної з точки
/?™" паралельно кривій 3, із кривою, віддаленою від кривої 6 на
відстані вздовж абсциси Ьрі = 4f
кл
+ Е \. Тут Е \ =
0,1
МПа - взяте
апріорі зниження тиску газу
в
затрубному просторі на
гирлі,
що сприяє
запобіганню відкривання першого клапана в момент надходження газу
через другий клапан; приблизно дорівнює так званому трубному
ефекту першого клапана Е\, тобто
Е\
=Е \.
У момент надходження газу через другий клапан у НКТ
встановлюється профіль тиску, який відповідає пунктирній кривій 9.
434
Для її побудови накладаємо кальку на номограму і, забезпечивши па-
ралельність осей, переміщенням кальки добиваємося, щоб точка (р2$)
лежала на кривій 4 номограми, а одна з ліній із деякою значиною
RQ
проходила через точку
(p
K
L2-&pi)-
За точкою перетину кривої 9 із
, max
горизонталлю L\ знаходимо тиск р , який встановлюється в
трубах на рівні першого клапана в момент подавання газу через
другий клапан. Тоді
трубний ефект першого клапана
розраховуємо за
формулою:
( max ^
l*v.-vj
f
(856)
де
к
к
\
- коефіцієнт клапана (першого).
Із рівняння (8.56) випливає, що для визначення трубного ефекту Е\
необхідно знати глибину Li, і навпаки. Тому через таку невизначеність
задаємося перепадом тиску на другому клапані Ар2, який явно
перевищує Е\. У результаті запобігається відкривання першого
клапана й забезпечується можливість надходження газу з кільцевого
простору в НКТ через другий клапан. Звичайно трубний ефект
пускових газліфтних клапанів рідко перевищує
0,1
МПа.
Необхідність урахування трубного ефекта зумовлюється ось чим. У
разі надходження газу через перший клапан рідина викидається з НКТ
і градієнт тиску суміші в трубах зменшується від максимального
(крива 7 на рис. 8.6) до мінімального (крива 4). Перепад тиску на
клапані збільшується від Ар[
ц
до \р
к
і, -р™", )/&
к
і
•
Відповідно
збільшується витрата газу до максимальної значини
VQ\
І
зменшується
тиск газу в кільцевому просторі до тиску закривання першого клапана.
435
Клапан закривається. Зменшення тиску газу в кільцевому просторі
досягається тим, що газ подається через регульований штуцер, який
встановлено біля гирла або на газорозподільному пункті.
Після закривання першого клапана тиск газу в кільцевому просторі
збільшується, а рівень рідини знижується. Тиск відкривання другого
клапана задаємо меншим за тиск відкривання першого, і другий
клапан відкривається. Газ починає надходити через другий клапан і
встановлюється градієнт тиску, що відповідає кривій 9 на рис. 8.6. У
„ • • min
цей самий час на рівні першого клапана тиск підвищується від р .
до р . , що може призвести до відкривання першого клапана. Щоб
перший клапан був закритим під час подавання газу через другий
клапан, тиск запомповуваного газу знижують на величину трубного
ефекту першого клапана.
Аналогічно розрахунку першого клапана визначаємо решту
параметрів:
р
кЬ2
,
/>™"
2
>
R
°
2
'
Vo2, TL2, d
^P^
k
&
Pm2,
Аюм2,
причому
тиск на вході в клапан (тиск відкривання) беремо таким, що дорівнює
(PKL2~EI)-
Розрахунок наступних пускових
і
робочого газліфтних клапанів
Розрахунок наступних пускових клапанів виконуємо аналогічно.
Тиск на вході в л-й клапан беремо таким, що дорівнює
( /7-1 >
Ркіп-
Т
Е
і
1=1
Розрахунок виконуємо доти, поки глибина
встановлення я-го пускового клапана не перевищить глиоини
встановлення робочого клапана
Lp.
Розрахунок припиняємо на (л-1)-
му пусковому клапані.
436
Мінімальну глибину встановлення робочого клапана
L
pmm
визначаємо за ординатою точки перетину кривих 2 і 4 на рис. 8.6, а
максимальну глибину
Zpmax
- за ординатою точки перетину кривої
4
із
кривою, проведеною паралельно кривій 6 на відстані вздовж абсциси
и-1
АРи =РКЬ
2
-Л/>КЛ - Х
Е
І •
/=1
Якщо глибину L
p
не розраховано за умов оптимального режиму
(див.
§ 8.8), то за наявності достатньо високого тиску запомповування
газу з метою зменшення питомої витрати запомповуваного газу
глибиною встановлення робочого клапана можна вважати
Lpmax-
Робочий тиск помпування газу беремо нижчим за тиск закриття
пускових клапанів; його зводимо до рівня гирла свердловини.
Розрахунок виконано для випадку, коли газ подається з робочої
газової
лінії.
Якщо робочий тиск є меншим за прийнятий тиск р
ко
, то
максимальну глибину встановлення робочого клапана визначаємо
перетином лінії цього тиску у свердловині з кривою 2 (див. рис. 8.6).
Для пуску свердловини за робочого тиску потрібно встановити більшу
кількість пускових клапанів, проте відпадає потреба в будівництві
пускових газопроводів високого тиску або в застосуванні пускових
компресорів.
Якщо не враховуються перепад тиску на клапані
Др
'
т
і трубний
ефект Е
ь
то необхідно збільшити розрахункову кількість пускових
клапанів (приблизно на
10%);
це забезпечує надійність системи пуску.
437
§ 8.10 Обладнання газліфтних свердловин. Системи
газозабезпечення та газорозподілу
Обладнання газліфтних свердловин
Обладнання газліфтних свердловин аналогічне обладнанню
фонтанних свердловин. На гирлі встановлюють спрощену фонтанну
арматуру, обв'язка (маніфольд) якої дає змогу подавати газ у
затрубний простір і в НКТ.
Тепер використовують комплектні газліфтні устатковання для
неперервного компресорного газліфта типу Л, а для похило-
спрямованих свердловин - типу ЛП. Наприклад, Л-60Б-210, де 60 -
умовний діаметр колони піднімальних труб, мм (60; 73; 89);
Б - умовний зовнішній діаметр газліфтних клапанів (А, Б, В
-
діаметри
відповідно 38, 25 і 20 мм); 210 - робочий тиск, помножений на 0,1
МПа. Ці устатковання забезпечують автоматичний пуск і освоєння
свердловин, стабільну роботу в заданому режимі, можливість
переходу з фонтанної експлуатації на газліфтну без піднімання НКТ і
можливість опускання в НКТ до вибою будь-якого технологічного
обладнання (манометри та ін.).
До устатковань типу Л входить таке обладнання: а) гирлове
обладнання - фонтанна арматура АФК За-65-210; б) свердловинне
обладнання - НКТ (один ряд); свердловинні газліфтні камери типу К;
газліфтні клапани типу Г з фіксаторами; гідромеханічний пакер
ПН-ЯГМ
і
приймальний клапан.
В устаткованнях типу ЛП змонтовано інші свердловинні камери
(типу КТ).
Для ущільнення клапана в газліфтній камері передбачено в кишені
верхню і нижню посадочні поверхні, а для входження запомпову-
ваного газу - перепускні отвори. Для здійснення ремонтних робіт у
438
кишеню встановлюють циркуляційну пробку, а за потреби заглушити
перепускні отвори - глуху пробку. У кишені клапан фіксується
кулачковим фіксатором, підпружиненою втулкою або фіксуючою
цангою, яка передбачена в самому клапані.
Широко використовують сильфонні газліфтні клапани типу Г,
наприклад Г-38, Г-38Р, де цифра зазначає умовний зовнішній діаметр
клапана (у міліметрах), буква Р - робочий клапан (без букви Р -
пусковий). Для регулювання режиму запомповування газу перед-
бачено змінні дроселі, а для герметизації клапана в кишені
—
манжети.
Газліфтний клапан містить у собі зворотний клапан, призначений для
запобігання перетікань рідини з піднімальних труб у затрубний
простір. Ці клапани витягують із свердловини і встановлюють без її
глушіння набором інструментів канатної техніки
(див.
гл. 10).
Ефективність роботи газліфтної свердловини тим вища, чим менша
відносна швидкість газу або чим вища дисперсність газу в рідині. Для
подрібнення газової фази можна застосовувати диспергатори.
Диспергатор складається з набору штуцерів для подрібнення газу,
штопорного пристрою для встановлення його канатним методом у
муфтовій з'єднині НКТ на будь-якій глибині і опускного снаряда.
Використання диспергатора зменшує питому витрату газу в
середньому на 35%.
Нормальна робота газліфтних свердловин може порушуватися в
результаті відкладання парафіну, солей, утворення піщаних пробок і
металевих сальників. Ці питання розглянуто в гл. 10. Зазначимо, що
під час газліфтної експлуатації є змога вводити інгібітори відкладання
солей і парафіну в потік запомповуваного газу.
439
У випадку використання повітря спостерігалось утворення в
лінії газоподавання сальників (пробок), які складалися з
продуктів корозії (до 95%) й пилу. Для боротьби з цим
намагалися зменшити корозію (покриття труб лаком, осушу-
вання повітря), а також подавали в потік ПАР.
Система
газозабезпечення
та
газорозподілу
Джерелом газу дія організації і'азліфта може бути компресорна
станція або свердловина і-азового родовища, а також магістральний
газопровід.
У разі компресорного газліфта необхідний тиск газу створюється
компресорами на компресорній станції. Комплекс обладнання при
цьому містить компресорну станцію, газорозподільні і газозабезпе-
чувальні мережі, системи підготовки газу. Компресорна станція для
газліфтної експлуатації використовується також і для магістрального
транспортування газу та запомповування газу в поклад з метою ППТ.
В основному застосовується групова система газорозподілу - газ
подають у свердловину через газорозподільні батареї (ГРБ), які вста-
новлено на газорозподільних пунктах (ГРП). Від компресорної станції
можна прокладати два паралельних газопроводи: робочого тиску
(діаметром 102 мм) для подавання газу у свердловину під час екс-
плуатації та високого (пускового) тиску (діаметром 63 мм) для пуску
свердловини. Після переходу на застосування пускових газліфтних
клапанів прокладають лише один газопровід робочого тиску. Від ГРБ
до газліфтної свердловини прокладають окремі газопроводи діаметром
38...63 мм залежно від витрати газу. На ГРП встановлюють одну або
кілька блочних і^азорозподільчих батарей ГРБ-14. Кожна розрахована
на під'єднання 14 свердловин. На кожній лінії монтують голковий
регульований вентиль (штуцер) і вимірну шайбу (діафрагму),
440