Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

забезпечуючи вимірювання тиску і витрати газу диференціальним

самописним приладом. Іноді замість штуцера використовують

регулятор тиску "після себе", який забезпечує постійний тиск у лінії

подавання газу на свердловину. У разі подавання газу з магістрального

газопроводу або з газових свердловин його розподіл виконують

аналогічно.

Технологія газліфта може реалізовуватися також за замкненим

газліфтним циююм. Газ під час перемішування з нафтою

насичується важкими газоподібними вуглеводнями

для повторного

використання потребує попередньої підготовки - відділення

газоконденсату, осушування від вологи і видалення механічних

домішок (пилу).

Природний газ на нафтові промисли надходить уже очищеним і

осушеним. Для запобігання ускладнень, пов'язаних з утворенням

кристалогідратів газу, у потік уводять інгібітори гідратоутворення

(хлористий кальцій, гліколі). Газ також підігрівають за допомогою

блочних пересувних автоматизованих підігрівачів газу, які

встановлюють вздовж газопроводу або перед ГРБ. Підігрівачі типу

ШПГ-1-64 забезпечують нагрівання газу в змійовиках за рахунок

тепловипромінювання від розжарених панелей безполуменевих

газових пальників і конвекційного підігрівання до температури 95 С

за витрати 150

тис.

м /добу і тиску до 20 МПа.

Для видалення вологи і газоконденсату перед ГРБ встановлюють

вологовіддільники різних конструкцій.

Для відділення механічних домішок газ пропускають через

фільтропиловловлювачі.

441

§8.11 Особливості дослідження газліфтних свердловин

Газліфтні свердловини досліджують методом усталених режимів.

Мета дослідження: а) встановити залежність припливу рідини від

вибійного тиску, тобто 2(р

); б) дістати залежність

Q(VQ

зап

);

в) виявити неполадки в роботі газліфтних клапанів; г) вивчити профілі

припливу у свердловину.

Технологія дослідження

На практиці для дослідження використовують метод зміни

витрати газу. Суть цього методу полягає в тому, що зміна дебіту

свердловини досягається зміною витрати запомповуваного газу ^озап-

Дослідження починають з максимальних витрат газу і продов-

жують до мінімальних. Цим забезпечується ймовірність введення газу

через робочий газліфтний клапан. Витрату газу змінюють або на ГРБ,

або безпосередньо на свердловині. Зміна витрати газу спричинює

неусталений режим руху в газопроводі, стовбурі свердловини і

викидному трубопроводі, а також у пласті. При цьому після зміни

режиму очікують (не менше як

год) його стабілізації, в настанні якої

переконуються, виконуючи неодноразові вимірювання витрати газу і

тиску на гирлі. Кількість режимів звичайно беруть у межах 5. Дослід-

ження закінчується тоді, коли досягнуто великої

зміни

дебіту Q за його

зростання

подальшого зменшення з переходом через максимум.

На кожному режимі одночасно вимірюють витрату запомпову-

ваного газу

зал

тиск

помпування газу, дебіти рідини Q і газу V

а також відбирають проби рідини для визначення обводненості та

концентрації піску в продукції. Бажано поєднувати з цим вимірювання

вибійного тиску р

, поінтервальні вимірювання тиску в піднімачі -

розподіл тиску p(z)

знімання профілю припливу флюїдів.

442

Поінтервально вимірюючи тиск

p(z),

можна контролювати глибину

введення газу в НКТ, виявляти неполадки в роботі газліфтних клапанів

і негерметичності НКТ.

Більш точно це можна виконати шляхом безперервного запису-

вання температури вздовж стовбура T\z) високочутливим

електротермометром або проведенням фонометрії. У випадку коли-

вань робочого тиску будь-який пусковий газліфтний клапан може

працювати як

робочий.

На кривих розподілу температури

T(z)

в місцях

припливу газу в піднімальні труби спостерігається злам лінії темпе-

ратури за рахунок охолодження потоку внаслідок дроселювання газу.

Фонометр (шумопеленгатор) являє собою спеціальний мікрофон,

який опускають у свердловину на

кабелі.

На глибині робочого клапана

він безпосередньо відмічає появу інтенсивного шуму.

Оброблення результатів дослідження

За результатами дослідження

будують

графічні залежності

(рис.

8.7):

а) індикаторну діаграму

Q(Ap) або

£Хр

);

б)

криву ліфтування 2(^озап)-

Методи оброблення індикаторної лінії розглянуто в

5.4.

Крива

Q(VQзал)

нагадує за характером криву ліфтування, але вона

знята за змінних тисків

р\

\pj. Будують також залежності ^Озап(^Ьзап).

Рр

(^о

зап)

Рв

(^о

зал)-

Точка В відповідає оптимальному режиму роботи

(Qom> Voom)

за

мінімальної питомої витрати газу RQ

[

, а точка С -

максимальному режиму

макс

;

макс

мінімум р

і р

). Точку В

можна знайти за допомогою дотичної (пунктирна

лінія).

Дебіт Q = 0 за

вибійного тиску р

=р

, звідки можна оцінити екстраполяцією

величину пластового тиску /р^.

443

Рисунок 8.7

—

Залежності параметрів роботи газліфтної свердловини від витрати за-

помповуваного газу

За результатами дослідження визначають параметри пласта і вста-

новлюють раціональний технологічний режим роботи свердловини,

який відповідає умовам розробки покладу. Критерієм раціональності

може також бути мінімум питомої витрати газу і?озап або максимум

дебіту Q. Часто область раціональних режимів лежить між ^омін і

бмакс- При цьому необхідно також урахувати робочий тиск запомпо-

вування газу р

, ресурси газу

ККД газліфта.

Може постати задача одержання максимальної кількості рідини

(нафти) із покладу за заданої сумарної витрати газу, тобто за

мінімальної питомої витрати газу в середньому по всіх свердловинах.

Цю задачу можна розв'язати за методикою розподілу газу в умовах

його дефіциту методом динамічного програмування або більш точним

аналітичним методом.

444

Часто обмежуються поверхневим вимірюванням величин

^0 зап>

Рр і Q- Тому для побудови індикаторної діаграми необхідно

вже розрахувати вибійний тшкр

. При цьому за спадним потоком газу

розраховують тиск біля башмака труб/?і, а для переходу до вибійного

тиску р

необхідно врахувати гідростатичний тиск газоводонафтової

суміші в інтервалі між башмаком і вибоєм, а також втрати тиску на

тертя суміші. Для розрахунку тиску р\ за робочим тиском р

можна

використовувати формулу Адамова для потоку газу або з меншою

точністю - барометричну формулу (втрати тиску на тертя газу в газ-

ліфтній свердловині станоатять приблизно 1-2% від робочою тиску

Рух газоводонафтової суміші можна розрахувати за методом,

розглянутим у

6.4.

§ 8.12 Внутрішньосвердловинний газліфт

Для організації внутрішньосвердловинного безкомпресорного

газліфта газовий пласт повинен мага велику енергію (тиск і об'ємні

запаси газу) для стійкої й тривалої

роботи.

Можливі різні технологічні

схеми введення газу.

За схемою, показаною на рис. 8.8, а, газовий пласт залягає над

нафтовим. У свердловину опускають один ряд НКТ із двома

гідравлічними пакерами: нижній 10 відокремлює шіасти газовий і

нафтовий; верхній 5 відокремлює затрубний простір від газового

пласта високого тиску. Між пакерами є газліфтна камера 6 з

газліфтним клапаном 7 або штуцерним пристроєм для регулювання

витрати

газу.

Додатково в схему введено такі вузли:

445

Рисунок 8.8- Технологічні схеми внутрішньосвердаовинного газліфта:

-нафтовий

пласт, 2 - газовий пласт; 3 - насосно-компресорні труби; 4 - верхній

циркуляційний клапан; 5 - верхній гідравлічний пакер; 6

—

свердло-

винна газліфтна камера; 7 - газліфтний клапан; 8 - телескопічний

пристрій; 9 - нижній циркуляційшй клапан;

- нижній гідравлічний

пакер;

- зворотний клапан; 12 - верхній гідромеханічний пакер;

- вузол перехресної

течії,

- штуцер;

- колона

труб,

- ниж-

ній

гідромеханічний

пакер;

- пакер

а) зворотний клапан 11 для опресування НКТ і пакерів, посадки

верхнього та нижнього гідравлічних пакерів створенням надлишко-

вого тиску в НКТ (це башмачний зрізний або знімний клапан, який

опускається і піднімається на дроті канатним методом);

б) циркуляційні клапани (верхній 4 - для освоєння, глушіння

свердловини і забезпечення експлуатації одночасно по НКТ і по

затрубному простору, якщо потрібно одержати великі відбори; нижній

9 - для промивання можливих відкладів піску і різних осадів перед

підніманням нижнього пакера

із

свердловини);

в) телескопічний пристрій 8, який забезпечує почергове зривання

пакерів перед підніманням із свердловини.

446

Під час роботи газ надходить через газліфтний клапан у НКТ і далі

по НКТ піднімається газоводонафтова суміш. Підбиранням змінного

штуцера виконують регулювання клапана, чим забезпечується

подавання заданої витрати газу за необхідного тиску.

Для дослідження газового пласта в ніпель нижнього циркуляцій-

ного клапана встановлюють глуху пробку, яка перекриває канал

надходження нафти.

Якщо потрібне одночасно-роздільне відбирання частини газу, на

відміну від попередніх схем встановлюють вузол 13 перехресної течії

із знімним штуцером 14 або газліфтним клапаном. Частина газу через

штуцер подається в затрубний простір для піднімання нафти, а частина

його піднімається на поверхню по колоні НКТ.

Для зміни глибини введення газу до посадочного ніпеля вузла

перехресної течії підвішується колона труб 15 відповідної довжини,

яка забезпечує введення газу на необхідній глибині.

Коли немає потреби у видобуванні газу, то встановлюють глуху

пробку, відкривають циркуляційний клапан і нафта піднімається по

затрубному простору

НКТ.

У простих конструкціях (рис. 8.8, в-д) регулюванням протитиску

газу на гирлі і настроюванням клапана забезпечують подавання газу

заданої витрати за необхідного тиску.

Існують також інші конструкції внутрішньосвердловинного

газліфта. Нині випускаються комплектні устатковання для внутріш-

ньосвердловинного газліфта типу УВЛ і УВЛГ, де буква Г вказує на

можливість одночасного

роздільного відбирання

газу з

газового пласта

в цій же свердловині.

Внутрішньосвердловинний і в цілому безкомпресорний газліфт

застосувався на Битківському нафтовому родовищі. Ефективним є

використання внутрішньосвердловинного газліфта з відбором частини

447

газу по внутрішньому каналу, тоді газ нагрівається потоком нафти і

може надходити без підготовки в сусідні нафтові свердловини,

особливо в разі їх кущового розміщення.

Особливість проектування внутрішньосвердловинного газліфта

полягає в тому, що необхідно узгодити спільну роботу нафтового і

газового пластів.

Переваги внутрішньосвердловинного газліфта

Внутрішньосвердловинний газліфт порівняно з компресорним і

безкомпресорним характеризується найбільшою ефективністю.

Ефективність роботи будь-якого механізму або системи

визначається ККД, який дорівнює відношенню потужностей корисної

(передаваної) до повної (підведеної). У випадку багаторазового

перетворення чи передавання енергії потужність, яка передається

однією ланкою, у той же час є підведеною потужністю наступної

ланки системи. Загальний ККД усієї системи як відношення

потужності, яка віддається системою, і підведеної до неї потужності

дорівнює добутку ККД на всіх ступенях енергії. Тоді для всього

компресорного газліфтного комплексу можна записати:

Лглі^ЛгдЛксЛмгЛгрбЛргЛсв* (8.57)

де

Лглк>

Лгд-

Лкс, Лмг, "Пгрб, Лрг, Лев - ККД відповідно газліфтного

комплексу

(Лглк

0,14..0,35), газового двигуна компресора (Г)

гд

=0,43),

поршневого компресора (г)

кс

=0,85), магістрального газопроводу

(Лмг

0,98), газорозподільчої батареї (Лгрб

0,94), розвідного

газопроводу (г|

рг

=0,98) і газліфтної свердловини

(Лев

0,41

за

інтервалу зміни ОД...0,6). У дужках зазначено середні значини ККД

газліфтного комплексу і його ланок для умов родовищ Західного

Сибіру, де газліфт застосовується найширше.

448

Аналіз наведених ККД виявляє два напрями підвищення

ефективності:

1) зменшення кількості ланок, тобто застосування внутрішньо-

свердловинного газліфта;

2) збільшення ККД кожної ланки, особливо газового двигуна і

газліфтної свердловини.

Коефіцієнт корисної дії ланок системи, крім газового двигуна і

компресора, тим вищий, чим менше різняться тиски на вході в ланку і

на виході з неї.

Збільшити енергетичну ефективність системи можна шляхом

правильного підбирання параметрів роботи газліфтної свердловини

ІРв,Рр,Р2,

і суміжних систем (систем збирання продукції та

ГТГГТ).

У цілому ККД внутрішньосвердловинного газліфта

Г)

0,35,

тоді як

для компресорного -

Т|

~ 0,14, а

для

безкомпресорного - Т|« 0,32.

§ 8.13 Періодична газліфтна експлуатація

Найефективнішої роботи газліфта досягають за відносного

занурення є = 0,6 (див. гл. 6). У міру зменшення відносного занурення

є питома витрата запомповуваного газу і?озш істотно збільшується і за

—>

0 прямує до нескінченності. Тому за малих тисків р\ газліфтна

експлуатація стає енергетично і економічно невигідною. У таких

випадках необхідно переводити роботу свердловини на насосний

спосіб експлуатації або за наявності розвиненого газліфтного

господарства - на періодичний газліфт.

Перехід із безперервного газліфта на періодичний можна

рекомендувати за загальної питомої витрати газу не менше як

з з

200 м /м на 1000 м глибини опускання піднімальних труб діаметром

73 мм

дебіту не менш як

т/добу.

449

Вибір способу експлуатації або перехід з одного способу

експлуатації на інший необхідно обґрунтовувати техніко-економічним

розрахунком.

Існує кілька різновидів періодичного газліфта. Принципово їх

можна поділити

на дві

групи за наявністю камери заміщення.

Періодичний газліфт

без камери

заміщення

Найпростішим періодичним газліфтом без камери заміщення є так

званий переміжний газліфт (який чергується). Він, по суті,

реалізується з допомогою устатковання для звичайного безперервного

газліфта (див. рис. 8.1, в), яке відрізняється наявністю автомата

періодичного подавання газу в затрубний простір. Переміжний газліфт

працює періодично на режимі повторних пусків.

Характер зміни вибійного тиску

під час його роботи показано на

рис.

8.9. Тривалість циклу t

можна поділити на періоди накопичення

протискування t

, викидання рідини та розрядки тиску у свердловині /

Велика амплітуда зміни вибійного тиску р

за багаторазового

повторення циклів може призвести до руйнування привибійної зони.

За

>р'

ПЛ

спостерігається поглинання частини рідини пластом.

Розрядка тиску в трубах і в затрубному просторі зумовлює більшу

витрату газу.

Ефективність роботи газліфта можна підвищити (рис. 8.10)

встановленням пакера 6 (для відокремлення затрубного простору від

вибою), використанням робочого газліфтного клапана 5 (для введення

газу з затрубного простору в піднімальні труби) і встановленням

зворотного клапана

на кінці НКТ (для запобігання передавання тиску

суміші на вибій).

450