Исследование фонтанных скважин и установление технологического режима их работы

Для установления технологического режима работы фон­танных скважин периодически проводят их исследования по ме­тоду установившихся пробных откачек и по кривой восстановле­ния забойного давления после остановки скважин. Изменение режимов (дебитов) работы скважин проводят с помощью смены штуцеров (диаметров отверстий в штуцере).

В.И. Куликов. Основы пефтсгазопромыспового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

Метод пробных откачек применяется для определения про­дуктивности скважин и установления технологического режима ее работы. По кривой восстановления забойного давления опре­деляют параметры пласта. В скважинах, вскрывших впервые продуктивные пласты, отбирают глубинные пробы пластовой нефти для определения ее свойств (давления насыщения нефти газом, вязкость нефти и т.д.)

Широкое применение при исследованиях фонтанных сква­жин получил метод пробных откачек с целью построения инди­каторных линий зависимости дебита нефти от перепада давления, определения коэффициента продуктивности, газового фактора, содержания воды и механических примесей в нефти (жидкости) при различных режимах работы скважин. Метод пробных отка­чек выполняется следующим образом. При определенном уста­новившемся режиме работы скважины замеряют забойное давле­ние и дебит скважины. Замеряют одновременно по расходомеру, установленному на ГЗУ, количество выделившегося из нефти га­за. Замеряют с помощью манометров буферное и затрубное дав­ление. Затем изменяют диаметр отверстия в штуцере на больший или меньший, устанавливают новый режим работы скважины. На этом новом режиме скважина должна проработать в пределах су­ток, и на данном новом штуцере замеряют забойное давление и дебит скважины. Новый режим считается установившимся, ес­ли при неоднократных (три-четыре) замерах дебиты жидкости и газа отличаются друг от друга не более чем на 10%. При этом ме­тоде необходимо спять пять-шесть точек кривой зависимости де­бита от забойного давления. Одновременно с замерами забойных давлений и дебитов скважин при каждом установившемся режи­ме работы скважины определяют газовый фактор, содержание воды в нефти и наличие песка и механических примесей. По по­лученным результатам строят индикаторную кривую и опреде­ляют коэффициент продуктивности для выполнения при необхо­димости технических расчетов в процессе эксплуатации скважи­ны. Определяют также зависимость между диаметром отверстия в штуцере и дебитами нефти, воды и газа, а при наличии - и со­держание песка в продукции скважины. По полученным данным

устанавливают оптимальный режим работы скважины. При этом необходимо, чтобы скважина работала с хорошим дебитом при наименьшем газовом факторе, добывать меньше воды и механи­ческих примесей, без больших пульсаций. Если соблюдать отме­ченные условия, обеспечивается наиболее рациональное расхо­дование пластовой энергии и более длительное фонтанирование скважин. Технологический режим работы фонтанной скважины устанавливается на месяц, и изменяют его по результатам уточ­нения данных о состоянии разработки залежи. Замер забойных и пластовых давлений в фонтанных скважинах осуществляют с по­мощью глубинных манометров, спускаемых в скважину на стальной скребковой проволоке d = 1,8 мм с помощью механизи­рованных лебедок, монтируемых на автомобиле.

Отбор глубинных проб жидкости осуществляют с помощью глубинных пробоотборников, спускаемых аналогично, как и глу­бинные манометры.

Для спуска глубинных манометров, пробоотборников, тер­мометров и т.д. на устье скважины устанавливается лубрикатор с сальником и роликом. Сальник в верхней части лубрикатора служит для герметизации отверстия, через которое проходит стальная проволока (см. рис. 70).

Для проведения глубинных измерений механизированную лебедку устанавливают в 15-30 м от устья скважины.

Вначале на скребковой проволоке в лифт НКТ спускают шаблон, а после этого спускают прибор. Это является обязатель­ным условием, если добывается парафинистая нефть.

На высокодебитпых скважинах с высоким газовым факто­ром (200 и более м³/т) к ирибору присоединяют утяжелитель мас­сой 6-8 кг в виде металлической штанги.

Для недопущения обрыва скребковой проволоки глубина спуска прибора не должна превышать длины колонны НКТ. С этой целью у башмака колонны устанавливают ограничитель в виде поперечной шпильки. При спуске прибора в скважину ба­рабан лебедки притормаживают с целью недопущения образова­ния «жучков» на проволоке из-за сильных рывков. Поднимают прибор из скважины со скоростью 1,5-2,0 м/с, а последние 30-40 м

В.И. Кудиноа. Основы псфтегазопромыслового дела

Глапа X. Добыча мсфти и газа

поднимают на первой скорости или вручную. Давление и темпе­ратуру на забое и по стволу скважины измеряют глубинными ма­нометрами и термометрами.

На промыслах в основном применяют максимальные глу­бинные манометры и глубинные манометры с непрерывной запи­сью показаний.

Дебит скважин замеряют на групповых замерных установ­ках. Для отбора проб нефти на выкидной линии у устья скважины устанавливается краник, через который отбирается проба нефти и затем в промысловой лаборатории определяется процентное содержание воды в нефти.

2. Газлифтиая эксплуатация

При определенных условиях, когда пластовой энергии не­достаточно для подъема нефти с забоя па поверхность, скважины прекращают фонтанировать. Однако фонтанирование можно ис­кусственно продлить за счет подачи в скважину по НКТ сжатою газа или воздуха. Для сжатия газа до необходимого давления применяются компрессоры. В этом случае эксплуатация скважин называется компрессорным газлифтом.

В настоящее время в качестве рабочего агента воздух ис­пользовать запрещено, т.к. при определенном соотношении угле­водородных газов с воздухом образуется взрывчатая смесь (гре­мучий газ), которая взрывоопасна и пожароопасна.

Если в качестве рабочего агента для газового подъемника применяется газ из газовых пластов высокого давления, то в этом случае эксплуатация скважин называется бескомпрессорным газ­лифтом. Подъемник, в котором рабочим агентом служит газ, на­зывается газлифтом. Действие газового или воздушного подъем­ника при компрессорной эксплуатации одинаково с действием подъемника при фонтанном способе эксплуатации, происходя­щем за счет пластового давления и энергии расширяющегося га­за, поступающего в скважину из пласта. Газовый подъемник со­стоит из двух трубопроводов. Одни из них служит для подачи га­за, а другой - для подъема жидкости с забоя на поверхность.

На рисунке 71 изображена одна из схем подъемника. Как видно из этой схеме, в скважину спускаются два ряда НКТ. На­ружный ряд труб, по которым нагнетается газ, называется воз­душным, а НКТ, по которым поднимается смесь газа с нефтью на поверхность, называются подъемными.

В неработающей скважине жидкость в НКТ и скважине бу­дет находиться на одном уровне, который называется статиче­ским уровнем.

—;г^^— о-\ Смесь

- Смесь

Газ

О-

Газ*

JQ -о-

12:

№.

-о-о-

"" (Г

'.о,

о-о-

1ъ

-о--о-

Рис. 71. Газовоздушный подъемник: а - до начала работы (про­стаивающая скважина); б- во время работы скважины.

В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

.-о-

I

Смесь

'-—О*

О-

Pi

Клапан (2)

высокого давления и если природный газ после его работы по подъему нефти из скважины будет полностью использован (на отопление, в быту, подогрев нефти при ее обезвоживании и обес-соливании и т.д.)

2.1. Конструкции и системы подачи рабочего агента газлифт in.IX подъемников

Системы газовоздушных подъемников различаются в зави­симости от числа рядов труб, спускаемых в скважину, и от на­правления движения сжатого газа и газонефтяной смеси.

а) 6) в)

— о — о — <р 0-

Газ

С^^ссъ _______ Смесь „__ Смесь

Газ------

■n-

Газовый

пласт

X

X

Пакср

Нефтяной пласт

Рис. 72. Схема внутрискважинного газлифта

Клапан рассчитывается таким образом, чтобы расход газа через него и давление внутри подъемника на уровне клапана обеспечивал подъем жидкости через центральные трубы до устья и в выкидные линии.

Бескомпрессорный газлифт наиболее целесообразен и эко­номичен, если имеются необходимые ресурсы природного газа

Рис. 73. Принципиальная схема газлнфтных скважин. Конструк­ции: а) однорядная; б) двухрядная; в) полуторарядная

Подъемники бывают однорядными, двухрядными и полуто-рорядными. Это зависит от числа труб, спускаемых в скважину. По направлению нагнетания рабочего агента имеются две систе­мы подъемников: кольцевая и центральная. На рис. 73 показан двухрядный подъемник кольцевой системы. При таком подъем­нике в скважину спускаются два ряда труб. Рабочий агент (газ) нагнетается в кольцевое пространство между двумя колоннами

В.И. Кудимов. Основы нефтегазопромысчового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

труб, а нефть поднимается по внутренним трубам. При оборудо­вании скважины двухрядным подъемником наружный ряд труб спускают до фильтра скважины с целью выноса песка, посту­пающего из пласта вместе с нефтью.

Глубина спуска внутреннего ряда труб зависит от характе­ристики пласта и максимального давления, развиваемого ком­прессором. При однорядном подъемнике с кольцевой системой подачи рабочего агента подъемные трубы спускают под статиче­ский уровень (//_ст) с учетом установления ожидаемого динами­ческого уровня при работе скважины (Я_ДИ((), который обеспечи­вает необходимое забойное давление Я_таб. Погружение ПКТ под

динамический уровень называется глубиной погружения подъ­емника. Нефть с газом и водой поднимается по центральным тру­бам. В однорядном подъемнике центральной системы рабочий агент нагнетается в НКТ, а газожидкостная смесь поднимается но межтрубному пространству.

Подъемники центральной системы имеют существенные не­достатки. При эксплуатации пескопроявляющих скважин на тру­бах песком разъедаются соединительные муфты, в результате че­го возможен полет НКТ в скважину. А при эксплуатации сква­жин, дающих парафинистую нефть, в кольцевом пространстве на трубах отлагается парафин, что приводит к снижению дебита скважин и возможному полному запарафиниванию кольцевого пространства, что может привести к серьезной аварии на скважи­не. В нефтепромысловой практике чаще применяются подъемни­ки кольцевой системы.

Принцип работы однорядного и двухрядного подъемников один и тот же.

Двухрядный подъемник имеет преимущество в том, что он работает при меньшей пульсации рабочего давления и струи жид­кости, так как объем кольцевого воздушного пространства в нем меньше, чем при одноруком подъемнике кольцевой системы.

Столб жидкости в затрубном пространстве также способст­вует более плавной работе двухрядного подъемника. Недостат­ком двухрядных подъемников является большая металлоемкость.

С целью уменьшения металлоемкости и для лучшего выноса пес­ка, поступающего в екпажипу вместе с нефтью, а также пласто­вой воды, скапливающейся на забое, применяют иолуторарядные подъемники с хвостовиком, который является продолжением внешнего ряда труб (рис. 73 а).

При оборудовании однорядных подъемников применяются в основном НКТ с условными диаметрами от 48 до 89 м.

При двухрядном подъемнике для колонны наружного ряда применяются грубы с условным диаметром от 114 до 73 мм, а для колонны внутреннего ряда - трубы диаметром от 48 до 73 мм. Минимальный зазор между внутренней стенкой обсадной колон­ны и наружной стенкой муфт НКТ допускается 12-15 мм.

2.2. Преимущества и недостатки газлнфтного способа эксплуатации нефтяных скважин.

Преимуществами газяифтного способа является:

- все оборудование располагается на поверхности, что упро­
щает его ремонт и обслуживание;

- простота конструкций оборудования;

- возможность отбора больших объемов жидкости (до 1800 т/сут)
независимо от глубины скважины и диаметра эксплуатаци­
онной колонны;

- простое регулирование дебита нефти скважины (увеличивая
или уменьшая подачу газа в скважину);

- возможность эксплуатации пескопроявляющих и обводнен­
ных скважин;

- простота исследования скважин.

Однако, наряду с преимуществами, газлифтпмй способ име­ет и серьезные недостатки:

- большой расход НКТ, особенно в обводненных скважинах
и в пескопроявляющих скважинах;

- низкий к.п.д. подъемника и всей системы компрессор-
скважина (при низких динамических уровнях к.п.д. подъем­
ника часто не превышает 5%);

- большая стоимость затрат на строительство компрессорных
станций, газораспределительных будок и сети газопроводов
в начале обустройства месторождений;

В.И. Кулинов. Основы нефтегазопромыслового дела

Глапа X. Добыча нефти и газа

- большой расход электроэнергии на добычу 1 т нефти при
эксплуатации малодебитных скважин с низкими дииамиче-

■ сними уровнями.

Но большие капитальные вложения на строительство быст­ро окупаются, себестоимость добычи нефти из газлифтных сква­жин быстро снижается и в итоге становится значительно меньше, чем при добыче нефти механизированными способами.

2.3. Расчет газлифтных подъемников

Расчет газлифтных подъемников проводится по тем же формулам, что и для фонтанных скважин. Чтобы произвести рас­чет газлифтного подъемника необходимо вначале определить:

- диаметр и длину подъемника;

- оптимальное количество нагнетаемого рабочего агента;

- давление у башмака подъемных труб или в точке подачи ра­
бочего агента в газовоздушный подъемник.

Кроме этого, для проведения расчетов необходимо иметь следующие исходные данные по каждой скважине:

- пластовое давление и коэффициент продуктивности;

- плотность жидкости;

- газовый фактор;

- допустимую депрессию и дебит скважины;

- глубину скважины и диаметр обсадной колоны.

По геологическим или техническим условиям дебит скважины может ограничиваться или не ограничиваться. При этом методика расчета газовоздушного подъемника различна. В случае когда отбор жидкости не ограничен для максималь­ного отбора жидкости, необходимо создать меньшее давление на забой. При этом подъемные НКТ должны быть спущены немного выше верхнего интервала перфорации. Ниже интерва­ла перфорации трубы спускать не желательно, так как газ, на­гнетаемый в кольцевое пространство между обсадной колон­ной и НКТ, будет препятствовать притоку жидкости в скважи­ну.

, (92)

где L - глубина спуска подъемных труб, м; И - глубина скважи­ны, м.

Пренебрегая давлением столба газа и потерями давления на трение при движении рабочего агента по трубам, прибли­женно можно принять Р^-Р\, т.е. забойное давление (Р^) равно давлению у башмака подъемных труб (Я,). Тогда макси­мальную производительность подъемника можно определить по формуле

J.5

(93)

15-10~V

где Q_mja - максимальный дебит, м³/сут; d - диаметр НКТ, мм; р - плотность жидкости, кг/м³; Р_х - давление у башмака подъем­ных труб, МПа; Р_г - давление на устье скважины, МПа; L - длина

подъемных труб, м; К - коэффжргсит продуктивности, м7сут-МПа; Р_па - пластовое давление, МПа.

Чтобы обеспечить продвижение жидкости по выкидной ли­нии от устья скважины до газосепаратора, минимальное противо­давление должно быть в пределах 2-5 МПа. Максимальный диа­метр подъемных НКТ можно определить из таблицы 3 в зависи­мости от дебита скважины. Минимальный диаметр подъемных труб зависит от диаметра эксплуатационной колонны. Давление на устье принимают равным Р₂ ~ (0,2-^0,3) МПа, исходя из усло­вий обеспечения продвижения жидкости от устья скважины до газосепарационной установки.

Таблица 15

№ п/п	<*усл. ММ	</вн, мм	Q, т/сут
		40,3	20-50
		50,3	50-70
		59-62	70-250
			250-350
		100,3	более 350

284 В.И. Кудинов. Основы пефтегазопромыслового дела

Давление у башмака подъемных труб f| определяется из

соотношения

1 = ^6-0,4 МПа,

где Р ₆ - рабочее давление на выкидной линии компрессо­ров, МПа; 0,4 МПа - потери давления в газораспределительной сети от компрессорной станции до устья скважины.

Потерями давления газа в воздушных трубах пренебрега­ют.

Удельный расход рабочего агента й,_1тах определяют т формулы (62)

'max

(94)

С учетом объема газа, поступающего из пласта в скважину вместе с нефтью,

(96)

-^С0< (⁹⁵)

птах

где G_o - газовый фактор, м /сут.

Зная R_nmax, можно определить суточный расход нагнетае-

мого рабочего агента:

(97)

Глава X. Добыча нефти и газа

Учитывая эти соотношения, длину подъемника можно опре­делить:

(98)

для режима

(99)

otn

для режима

В случае когда отбор жидкости ограничен, на забое необхо­димо поддерживать определенное противодавление. Для работы подъемника с наибольшей эффективностью, т.е. минимальным удельным расходом, необходимо, чтобы подъемник работал на режиме оптимального дебита, для чего необходимо наибольшее погружение, т.е. длина подъемника должна быть максимальной (см. формулу 92). Но в процессе разработки залежи пластовое давление в пей снижается. Поэтому для достижения неизменного отбора жидкости необходимо снижать забойное давление, чтобы поддерживать постоянную депрессию.

Однако необходимость уменьшения со временем забойного давления равносильна уменьшению относительного погружения при неизменной длине подъемника, следствием чего является уменьшение дебита жидкости. Таким образом, нельзя ориентиро­ваться на длительную работу подъемника на режиме Q_onr. Как

уже отмечалось, для получения максимального удельного расхо­да при режимах Q_om и Q_max величина е должна быть равна 0,5,

т.е. € = 0,5 =—, а предполагая Р₂ < fj,

Отбор жидкости ограничен.

В этом случае дебиты жидкости и газа, а также соответст­вующее им забойное давление - известные величины.

Ранее, в главе «Фонтанная эксплуатация» отмечалось, что минимальный удельный расход энергии при режиме максималь­ной подачи обеспечивается при условии, если перепад подъемни­ка $? = 0,5, а для оптимального режима относительный макси­мальный дебит будет при ^ = 0,6.

заб Pg

(100)

= 2\ H-

где h - глубина погружения подъемника под динамический уро­вень, м; /if, - расстояние от устья до динамического уровня, м.

По вычисленному значению L можно определить давление у башмака подъемных труб, а потом и Р_заб. Далее рассчитывают

диаметр подъемных труб для оптимального дебита, а затем

В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела

удельный расход нагнетаемого рабочего агента по форму­ле (96).

2.4. 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 меж­труб! юс пространство и направление гаю жидкости о и смеси из скважины в выкидную линию. Па рис. 74 показана схема армату­ры для однорядного подъемника.

Рис. 74. Схема упрощенной арматуры для газлифтной эксплуата­ции скважин

На колонную головку I 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. Газо-жидкостпая смесь поднимается по НКТ и через задвижку 9 и вы-

Глапа X. Добыча нефти и газа

кидную 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 11 с 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 r овальные канавки фланцев и стягивания болтами.

Па 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 Я_ст. 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):

P_n=(l_h+m_Pg; hy^L-H^ (101)

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

Газ, достигнув башмака колонны ПКТ, 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 до устья она выбрасывается далее в выкидную линию скважины. Во время подъема газожидкостной смеси до устья скважины давление у башмака постепенно повы­шается до максимальной величины Р_п. При выбросе оно резко

падает, а затем устанавливается рабочее давление Р_раб и подъем­ник переходит на нормальную работу (рис. 76).

В.И. Кудинов. Основы исфтегазопромыслового дела
о) б)

Газ

Стати­ческий уронснь

-сГ

Глава X. Добыча нефти и газа

а

О Время Т, мин

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

Е

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 пространстне между обсадными и воздушными трубами. При условии, что жидкость в пласт не поступает, объем перемещенной жидкости определяется соотношением

(102)

Рис. 77. Схема пускового 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 d_a - втгутренний диаметр

воздушных труб; d - наружный диаметр подъемных труб; D -внутренний диаметр колонны

обсадных труб; Л, - внутрен­ний диаметр подъемных труб; d₀ - наружный диаметр воз­душных труб.

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

»2

Ъ =

(ЮЗ)

D -d_B-

Из этого уравнения видно, что Р_п имеет прямую связь

с f\.

По аналогии определяют значение Р в однорядном

13.И. Кулинов. Основы нефтегаюпролшслового дела

Глава X. Добыча нефти и raia

подъемнике для кольцевой системы:

(104)

для центральной системы:

Рп =

005)

D²~d²'

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.

Л™ = Lpg.

Л max

Если компрессорами создастся 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 фор­
мул (104) и (105) видно, что пусковое давление в одноряд­
ных 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 пере­
ключают скважину на работу по кольцевой системе.

3. Метод применения пусковых отверстий в подъемной колон­
не.

При этом методе в подъемных трубах ниже статистического 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 рас­
ход газа, необходимого для пуска скважины в эксплуатацию.

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

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. Кры­
лова 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 се на поверхность. Со временем давление в трубах понижается, а перепад давлений на уровне клапана по­вышается до максимального пускового, что способствует даль­нейшему отгеснению 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. Под действием этого перепада клапан поднимается, сжимая при помощи стержня пружину 1, опус-

M.II. Кудимов. Основы пефтегазопромыслового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

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

ГКТ

Газ

<

\ J

Па 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, _{Рнс 7g Схема пускопог() клапа}„ диаметра обсадной колонны и _{на конструкции АЛ}. _{Крылова и} статического уровня. Расстоя- Г.В.Исакова нис между клапанами определя­ется максимальным перепадом давления, мощностью компрессо­ра и возможностью допустимого снижения уровня в скважине в зависимости от диаметра обсадной колонны.

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 эксплуатации 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 малодебнтные газ-лифтные скважины целесообразно эксплуатировать периодиче­ски компрессорным способом. Самая простая схема периодиче­ского газлифта заключается в том, что после вытеснения жидко­сти рабочим тентом подача рабочего агента прекращается, и скважина останавливается. Во время остановки в скважине на­капливается определенное количество жидкости. После этого в скважину вновь подают рабочий агент в кольцевое пространст­во, накопившаяся жидкость рабочим агентом вытесняется в подъемные трубы и далее в выкидную линию. В то же время описанный метод имеет существенные недостатки. К ним отно­сятся:

— во время продавлнвания жидкости рабочим агентом часто
забойное давление становится выше пластового и некоторая
часть накопленной в скнажине жидкости может быть задав­
лена обратно в пласт;

- после очередного выброса жидкости из подъемных труб из-
за нерегулируемого процесса подачи рабочего агента (коль­
цевое пространство сообщено с выкидной линией) увеличи­
вается расход рабочего агента на добычу одной тонны неф­
ти, 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 заме-щения 3.

После накопления жидкости в скважине рабочий агент по­дается в кольцевое пространство и жидкость из камеры замеще­ния при закрытом обратном клапане 5 выбрасывается в подъем-

П.И. Кудинов. Основы пефтегазопродшсяоворо дела

Глава X. Добыча нефти и газа

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

пые трубы и далее в выкидную линию скважины. При наличии обратного клапана 5 жидкость обратно в пласт не может посту­пать.

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

стенания в подъемных трубах на башмаке ставится обратный клапан 4. Для повышения эффективности этого метола на линии нагнетания и линии соединения с выкидными линиями устанав­ливается трехходовой крап-отсекатель 6, который настраивается и работает в автоматическом режиме но 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 глу­
боких и наклонных скважинах.

Наиболее эффективная схема периодической эксплуатации газлифтных скважин указана 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 иакер 4. В данном случае роль камеры замещения выполняет межтрубное пространство.

По этой схеме эксплуатация скважин такая же, как и при камере замещения, с помощью крапа-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.