Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Пуск газлифтных скважин в эксплуатацию



Для ввода в эксплуатацию газлифтная скважина оборудуется устьевой арматурой, которая обеспечивает герметизацию устья скважин, подвеску подъемных НКТ, ввод рабочего агента в межтрубное пространство и направление газожидкостной смеси из скважины в выкидную линию. На рис. 74 показана схема арматуры для однорядного подъемника.

Рис. 74. Схема упрощенной арматуры для газлифтной эксплуатации скважин

На колонную головку 1 устанавливается крестовина 2, на которой через планшайбу 4 подвешиваются НКТ 3. При кольцевой системе рабочий агент из газораспределительной будки по выкидной линии 6 поступает в кольцевое пространство, при этом задвижки 5 и 9 открыты, а задвижки 7, 8 и 14 закрыты. Газожидкостная смесь поднимается по НКТ и через задвижку 9 и выкидную линию 10 направляется к групповым газосепараторным установкам. При эксплуатации скважины по центральной системе задвижки 7 и 8 открыты, а задвижки 5 и 9 закрыты. На крестовик 13 устанавливается буферная заглушка 11с манометром 12. Когда необходимо проводить исследования и для этого спускать соответствующие приборы, тогда вместо буферной заглушки 11 устанавливается лубрикатор с роликом. Герметизация фланцевых соединений достигается за счет установки стальных овальных колец в овальные канавки фланцев и стягивания болтами.

На рис. 75 показана схема пуска газлифтной скважины с двумя рядами труб кольцевой системы.

Перед освоением и пуском скважины в эксплуатацию в ней установился статический уровень Яст. Рабочий агент вводится в кольцевое пространство. Некоторое количество жидкости вытесняется в продуктивный пласт, и часть - в подъемные трубы и межтрубное пространство. Когда рабочий агент полностью вы-теснится из кольцевого пространства, давление в нем повысится до максимального, называемого пусковым (рис. 76):

(101)

где Рп - пусковое давление, МПа; /^ - глубина погружения подъемных труб ниже статистического уровня, м; А/г - высота максимального подъема жидкости в трубах над статическим уровнем, м; р - плотность жидкости, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с ; L - длина подъемника, м.

Газ, достигнув башмака колонны НКТ, попадает в НКТ и, расширяясь, поднимается. Учитывая, что плотность газожидкостной смеси меньше, чем плотность жидкости, уровень газожидкостной смеси в трубах непрерывно повышается. При достижении газожидкостной смеси устья, она выбрасывается далее в выкидную линию скважины. Во время подъема газожидкостной смеси к устью скважины давление у башмака постепенно повышается до максимальной величины Рп. При выбросе оно резко падает, а затем устанавливается рабочее давление Р б, и подъемник переходит на нормальную работу (рис. 76).

Рис. 75. Схема пуска газлифтной скважины: а) до пуска; б) после достижения рабочим агентом башмака подъемных труб

Расчет пускового давления проводится, когда известна высота подъема жидкости над статическим уровнем в подъемнике и в кольцевом пространстве между обсадными и воздушными трубами. При условии, что жидкость в пласт не поступает, объем перемещенной жидкости определяется соотношением

(102)

Рис. 76. График изменения пускового давления при пуске газлифтной скважины

Рис. 77. Схемапускового клапана У-1-М: 1 - дефлектор; 2 - подъемные трубы; 3 - шаровой клапан; 4 - седло клапана; 5 - ниппель; 6 - клапан; 7 -пружина; 8 - регулировочная гайка

где dB - внутренний диаметр воздушных труб; d - наружный диаметр подъемных труб; D -внутренний диаметр колонны обсадных труб; d} - внутренний диаметр подъемных труб; d0наружный диаметр воздушных труб.

Решая уравнение (102) относительно А/г, получим значение пускового давления для двухрядного газлифта кольцевой системы:

(103)

Из этого уравнения видно, что Рп имеет прямую связь С /Zj.

По аналогии определяют значение Рп в однорядном подъемнике для кольцевой системы:

(104)

для центральной системы:

(105)

 

Расчетное давление может не соответствовать действительному, если в процессе вытеснения жидкости из кольцевого пространства уровень в подъемных трубах достигает устья скважины раньше, чем рабочий агент дойдет до башмака подъемника. В этом случае максимальное пусковое давление будет равняться давлению столба жидкости в подъемных трубах:

Если компрессорами создается давление, недостаточное для пуска скважины, тогда необходимо снизить пусковое давление. К методам снижения пускового давления можно отнести:

1. Метод нагнетания в скважину одновременно нефти и газа.

2. Метод переключения на центральную систему. Из формул (104) и (105) видно, что пусковое давление в однорядных подъемниках для центральной системы меньше, чем для кольцевой. Поэтому сначала рабочий агент при пуске скважины направляют в центральные трубы и вытесняют жидкость через кольцевое пространство, затем тут же переключают скважину на работу по кольцевой системе.

3. Метод применения пусковых отверстий в подъемной колонне.

При этом методе в подъемных трубах ниже статического уровня на определенном расстоянии друг от друга устанавливаются трубы или муфты с отверстиями. После установки пусковых отверстий и сборки арматуры (иногда пусковые муфты устанавливаются заранее) в кольцевое пространство нагнетается рабочий агент (газ). Рабочий агент вытесняет из кольцевого пространства жидкость в подъемные трубы. Когда уровень жидкости в кольцевом пространстве снизится до первого пускового отверстия, часть

газа прорывается через отверстие в подъемные трубы. В результате жидкость в подъемных трубах будет газироваться, за счет чего газожидкостная смесь перемещается до устья и далее выбрасывается в выкидную линию. После выброса газожидкостной смеси давление над вторым отверстием снижается и происходит дальнейшее вытеснение и газирование жидкости в подъемных трубах через второе отверстие. Таким образом, осуществляется пуск скважины в эксплуатацию. 4. Метод применения пусковых клапанов.

Недостаток метода пусковых отверстий заключается в том, что в процессе эксплуатации скважин газ через отверстие проникает в подъемные трубы, в результате чего значительно увеличиваются удельные расходы газа. Поэтому после пуска скважины в эксплуатацию желательно отверстия закрывать с помощью специальных клапанов. Пусковой клапан должен отвечать следующим требованиям:

1. Пропускная способность клапана должна обеспечивать расход газа, необходимый для пуска скважины в эксплуатацию.

2. Клапан должен закрываться при перепаде, близком к максимальному давлению компрессора.

1 3. При работе скважины клапан должен быть закрыт, поэтому • перепад давлений, при котором клапан открывается, должен быть минимальным. Клапан У-1-М конструкции А.П. Крылова и Г.В. Исакова приводится на рис. 78. Принцип действия клапана следующий. В том случае, когда уровень жидкости оттеснен ниже клапана, газ через отверстия в ниппеле 4 поступает в подъемные трубы, газирует в них жидкость и выбрасывает ее на поверхность. Со временем давление в трубах понижается, а перепад давлений на уровне клапана повышается до максимального пускового, что способствует дальнейшему оттеснению уровня жидкости в кольцевом пространстве. Достигнув максимального перепада давлений, клапан закрывается, и газ поступает в трубы через следующий клапан. Закрывается клапан вследствие увеличения перепада давлений в пространстве 5 и 6 и над клапаном. Дод действием этого перепада клапан поднимается, сжимая при помощи стержня пружину 1, опус-

кается на седло 3 и закрывает отверстие, через которое проникает газ. Сила сжатия пружины регулируется гайкой 7.

На ниппеле 4 имеется наружная резьба, позволяющая при помощи кольца регулировать перед спуском клапана число отверстий и площадь их проходного сечения. Для рассмотренного клапана максимальное значение перепада давления, при котором клапан закрывается, 3,5 МПа, а давление перепада, при котором клапан открывается, составляет

Число пусковых клапанов в скважине зависит от глубины подвески подъемных труб, диаметра обсадной колонны и статического уровня. Расстояние между клапанами определяется максимальным перепадом давления, мощностью компрессора и возможностью допустимого снижения уровня в скважине в зависимости от диаметра обсадной колонны.

Рис. 78. Схема пускового клапана конструкции А.П. Крылова и Г.В. Исакова

С увеличением глубины расстояния между клапанами уменьшаются. На последнее отверстие устанавливают концевой клапан. Пусковой клапан У-1-М можно использовать и как концевой клапан.

Пусковые клапаны можно использовать только в однорядных подъемниках, работающих по кольцевой системе.

2.5. Периодическая эксплуатация газлифтных скважин

В процессе разработки залежи пластовое давление снижается. Удержание дебита скважин на заданном уровне при этом дос-

тигается за счет увеличения погружения подъемных труб. Но при этом увеличивается расход рабочего агента, что приводит к увеличению себестоимости добычи нефти.

Для уменьшения удельного расхода газа малодебитные газ-лифтные скважины целесообразно эксплуатировать периодически компрессорным способом. Самая простая схема периодического газлифта заключается в том, что после вытеснения жидкости рабочим агентом подача рабочего агента прекращается, и скважина останавливается. Во время остановки в скважине накапливается определенное количество жидкости. После этого I в скважину вновь подают рабочий агент в кольцевое пространст-з во, накопившаяся жидкость рабочим агентом вытесняется I в подъемные трубы и далее в выкидную линию. В то же время s описанный метод имеет существенные недостатки. К ним отно-iсятся:

- во время продавливания жидкости рабочим агентом часто забойное давление становится выше пластового и некоторая часть накопленной в скважине жидкости может быть задавлена обратно в пласт;

- после очередного выброса жидкости из подъемных труб из-за нерегулируемого процесса подачи рабочего агента (кольцевое пространство сообщено с выкидной линией) увеличивается расход рабочего агента на добычу одной тонны нефти, за счет чего увеличивается ее себестоимость.

С целью повышения эффективности периодической эксплуатации газлифтной скважины ее оборудуют камерой замещения (рис. 79 а).

При этом в скважину спускают до забоя два ряда НКТ, внутренние 1 используются как подъемные, а внешние 2 - как воздушные. Нижняя часть второго ряда труб, которая погружена под уровень жидкости, имеет больший диаметр и оборудована обратным клапаном 5. Эта часть труб называется камерой замещения 3.

После накопления жидкости в скважине рабочий агент подается в кольцевое пространство и жидкость из камеры замещения при закрытом обратном клапане 5 выбрасывается в подъемные трубы и далее в выкидную линию скважины. При наличии обратного клапана 5 жидкость обратно в пласт не может поступать.

 

Рис. 79. Схема периодической эксплуатации газлифтных скважин: а) с камерой замещения; б) однорядными трубами с рабочим отверстием и коккером

После выброса жидкости из подъемных труб подачу рабочего агента останавливают и давление в подъемных трубах и выкидной линии выравнивается, а камера замещения в это время заполняется жидкостью за счет притока из пласта. С целью снижения дебита скважины за счет потерь жидкости в результате стекания в подъемных трубах на башмаке ставится обратный клапан 4. Для повышения эффективности этого метода на линии нагнетания и линии соединения с выкидными линиями устанавливается трехходовой кран-отсекатель 6, который настраивается и работает в автоматическом режиме по заданной программе с помощью датчика 8 и автоматического устройства 7. Периодическая эксплуатация газлифта с камерой замещения имеет следующие недостатки:

- в скважину требуется спускать два ряда труб;

- размер эксплуатационной колонны не всегда позволяет спускать два ряда труб;

- при спускоподъемных операциях малейшая неосторожность приводит к авариям. Особенно это опасно при работе в глубоких и наклонных скважинах.

Наиболее эффективная схема периодической эксплуатации газлифтных скважин показана на рис. 79 б.

Скважина по этой схеме оборудуется однорядным лифтом 1 с рабочим отверстием 3 и обратным клапаном 5. В нижней части труб 2 устанавливается пакер 4. В данном случае роль камеры замещения выполняет межтрубное пространство.

По этой схеме эксплуатация скважин такая же, как и при камере замещения, с помощью крана-отсекателя 6, датчика 8 и автоматического устройства 7 скважина работает в автоматическом режиме по заданной программе. Эта схема имеет преимущество перед схемой с камерой замещения, так как при одинаковых условиях из скважины извлекается жидкости больше, чем при эксплуатации скважины газлифтом с камерой замещения.




©2015 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.