Геологические процессы и документы

Рис. 9.3. Принципиальная схема  концевого клапана:

1 - конический клапан; 2 - рабочее отверстие, 3 - регулировочная  головка  для

изменения натяжения  пружин; 4 - шариковый клапан для промывки скважин

 

называется кольцевой, так как газ направляется в кольцевое пространство.

В другом случае сжатый газ  можно подавать в центральную  колонну труб, а ГЖС в этом случае будет подниматься по кольцевому пространству. Такая схема называется центральной, так как газ закачивается в центральные трубы. Почти все газлифтные скважины работают по кольцевой схеме, так как поперечное сечение кольцевого пространства, как правило, больше сечения центральных труб и оптимальные условия работы по нему могут быть достигнуты только при больших дебитах. Кроме того, при отложении парафина его удаление с внутренних стенок обсадной колонны пли первого ряда труб практически невозможно.

9.3. Пуск газлифтной  скважины в эксплуатацию (пусковое  давление)

Эксплуатация скважин не протекает  бесперебойно. По различным причинам их приходится останавливать для ремонта и вновь пускать в эксплуатацию. Пуск газлифтных скважин имеет некоторые особенности, связанные с принципом их работы. Рассмотрим пуск газлифтной скважины, оборудованной однорядным подъемником, работающим по кольцевой системе. Процесс пуска состоит в доведении закачиваемого газа до башмака подъемных труб, т. е. в отжатии газом уровня жидкости до башмака. Это означает, что объем жидкости в межтрубном пространстве V1 должен быть вытеснен нагнетаемым газом (рис. 9.4). Вытесняемая жидкость перетекает в подъемные трубы, в результате чего уровень в них становится выше статического. Возникает репрессия на пласт, определяемая превышением столба жидкости Δh над статическим уровнем, под действием которой должно произойти частичное поглощение жидкости пластом. При плохой проницаемости пласта или наличии на забое илистых осадков, которые могут играть роль обратного клапана, т. е. пропускать жидкость из пласта и препятствовать ее поглощению, вся вытесняемая жидкость перетечет в подъемные трубы, так что объем V1 будет равен объему жидкости V2 перемещенной в трубы. При частичном поглощении жидкости пластом V2 < V1. Обозначим в общем случае

Рис. 9.4. Положение уровней жидкости при пуске газлифтной скважины

,                                             (9.3)

 

где α <1 при поглощении и α = 1 без  поглощения. Введем обозначения: h - погружение башмака подъемных труб под статический  уровень; Δh - повышение уровня (над  статическим) в подъемных трубах; fг - площадь сечения межтрубного  пространства, куда закачивается газ; fж - площадь сечения подъемных труб, куда перетекает жидкость. Тогда

                                                      (9.4)

Подставляя (9.4) в (9.3) и решая относительно, получим

                                             (9.5)

В момент пуска газлифтной скважины, т. е. когда уровень жидкости в  межтрубном пространстве будет оттеснен до башмака, давление газа, действующее  па этот уровень, будет уравновешиваться гидростатическим давлением столба жидкости высотой h + Δh в подъемных трубах. Это и будет то максимальное давление газа, которое называется пусковым, необходимое для пуска газлифтной скважины. Таким образом,

.                                          (9.6)

Подставляя в (9.6) значение Δh согласно (9.5) и вынося h за скобки, получим

.                                  (9.7)

Это и будет формула для определения  пускового давления. Повторяя аналогичный  вывод для работы газлифтной скважины по центральной системе, обозначая  при этом, как и прежде, fг - сечение  трубы, куда закачивается газ, и fж - сечение, по которому поднимается жидкость (в этом случае межтрубное пространство), мы получим точно такую же формулу (9.7). Более того, для двухрядного подъемника, обозначая также fг - сечение того пространства, куда закачивается газ, а fж - сечение того пространства (или сумму тех межтрубных пространств), в которое перетекает жидкость, мы получим (формулу, совпадающую с формулой (9.7).

Таким образом, формула (9.7) является наиболее общей для определения пускового  давления газлифтной скважины, оборудованной как однорядным, так и двухрядным подъемником, работающим как по кольцевой, так и по центральной системе.

Применительно к схеме, показанной на рис. 9.4, будем иметь

,

,                                                      (9.8)

где Dв - внутренний диаметр обсадной колонны; dн , dв - наружный и внутренний диаметры подъемных труб. Подставляя (9.8) в формулу (9.7), получим

                          (9.9)

Пренебрежем толщиной стенок труб, т. е. примем dн = dв = d и допустим, что  α = 1 (поглощения нет - наиболее трудный с точки зрения пускового давления случай). После некоторых преобразований получим

                             (9.10)

Для того же однорядного подъемника, работающего по центральной системе, имеем

,

,                                 (9.11)

После подстановки (9.11) в  основную формулу (9.7) получим

.                       (9.12)

При указанных выше допущениях (α = 1, dн = dв = d)

.                                    (9.13)

Для двухрядного лифта, работающего  но кольцевой системе,

,

,                                  (9.14)

где d1в, d1н - внутренний и наружный диаметры первого ряда труб (большего диаметра), d2в, d2н - то же, для второго  ряда труб (малого диаметра).

При подстановке (9.14) в формулу (9.7) получим 

.                      (9.15)

Пренебрегая толщинами стенок и  считая, что d1н = d1в = d1  и d2н = d2в = d2, а  также принимая α = 1, получим

.                                     (9.16)

Для того же двухрядного подъемника, работающего по центральной системе, имеем

.                                   (9.17)

Или

.               (9.18)

При допущениях α = 1, d1н = d1в = d1  и d2н = d2в = d2, получим

.                                                (9.19)

Формула (9.19) совпадает с (9.13), так  как пренебрежение толщиной стенок первого ряда труб при работе двухрядного подъемника по центральной системе равносильно их отсутствию.

Для наклонных скважин со средним  зенитным углом кривизны β формула  пускового давления получит поправку в виде множителя cos β, так как  гидростатическое давление столба жидкости определяется его проекцией на вертикаль, т. е.

.

С учетом сказанного общая формула  будет иметь вид 

.                             (9.20)

Соответствующим образом преобразуются  и формулы для всех частных  случаев, т. е. все формулы (9.9, 9.10, 9.12, 9.13, 9.15, 9.16, 9.18, 9.19) приобретут множитель cosβ. Пренебрежение толщиной стенок труб уменьшает пусковое давление приблизительно на 3 - 6 %.

При пуске газлифтной скважины возможны такие случаи, когда высота столба жидкости при продавке, равная h + Δh будет превышать общую длину колонн подъемных труб L. В этом случае жидкость будет переливаться на устье в систему нефтесбора, в которой может существовать давление Рл. В таком случае пусковое давление не может превышать гидростатическое давление столба жидкости в лифтовых трубах высотой, равной длине труб L, сложенное с давлением на устье Рл. С учетом среднего угла кривизны β это давление будет равно

.                                    (9.21)

Таким образом, если вычисление пускового давления по обобщенной формуле (9.7) или по формулам для любого частного случая даст Рпуск > (Рпуск)max, то справедливо вычисление по формуле (9.21). Если результат получится обратный, т. е. Рпуск < (Рпуск)max, то справедливо вычисление по обобщенной формуле (9.7) или ее производным. Все полученные для пускового давления формулы дают его величину, приведенную к башмаку подъемных труб. Действительное пусковое давление на устье скважины будет меньше вычисленного на величину гидростатического (пренебрегая силами трения газа) давления газового столба в колонне. Учитывая кривизну скважины и определяя гидростатическое давление газового столба по плотности газа на устье, определим пусковое давление на устье следующим образом:

,                                (9.22)

где

,                                     (9.23)

ρг - плотность газа при  термодинамических условиях в скважине. Из законов газового состояния имеем

,                            (9.24)

где ρо - плотность нагнетаемого газа при стандартных условиях (Ро, То); Тср - средняя температура в скважине; То - стандартная температура; zср - средний коэффициент сжимаемости газа для условий Тср и Рсp.

Подставляя (9.24) в (9.23) и  далее в (9.22), получим для пускового  давления на устье

,                   (9.25)

где Ро - абсолютное давление, а Рпуск предварительно определяется по обобщенной формуле (9.20) либо, в случае перелива, по формуле (9.21).

Таблица 9.1.

Значения коэффициента m [формула (9.26)]

m	Однорядный подъемник		Двухрядный подъемник
	кольцевая	центральная	кольцевая	центральная
С учетом толщины стенки трубы	8,49	1,1335	1,285	1,1535
Без учета толщины  стенки труб	8,93	1,1261	1,308	1,1261

Примечание. Данные приведены  для наиболее употребительных диаметров Dв = 150,3 мм

d1н = 101,6 мм, d1в = 88,9 мм, d2н = 60,3 мм, d2в = 50,3 мм, причем α = 1.

 

Из приведенных формул видно, что пусковое давление зависит  от погружения башмака под статический  уровень жидкости, от соотношения  диаметров труб и обсадной колонны, а также от системы работы лифта (кольцевая или центральная). Ранее было показано, что рабочее давление газлифтной скважины определяется только погружением под динамический уровень, которое всегда меньше погружения под статический уровень. Поэтому пусковое давление всегда больше рабочего. Это осложняет промысловое обустройство и технику эксплуатации газлифтных скважин, так как для их пуска необходимо иметь источник высокого давления газа в виде специального компрессора или газовой линии, рассчитанной на пусковое давление.

Любую формулу пускового  давления можно представить в виде

                                  (9.26)

где m - коэффициент, определяемый соотношениями диаметров труб с  учетом или без учета толщины  их стенки (табл. 9.1).

Однорядный подъемник, работающий по кольцевой системе, дает наибольшее увеличение пускового давления по сравнению со статическим давлением (hρg) у башмака подъемных труб. Тот же подъемник при переходе на центральную систему позволяет существенно снизить пусковое давление. При двухрядном подъемнике пусковое давление увеличивается несущественно, максимум на 30,8 %, и переход на центральную систему уменьшает его назначительно (12,61 %).

Неучет толщины стенок трубы вносит погрешность в определение  пускового давления, не превышающую 5 % (при однорядном подъемнике). В  случае поглощения жидкости пластом (α < 1) пусковые давления во всех случаях будут меньше.

Рис. 9.5. Изменение давления газа на устье при пуске газлифтной скважины

 

Коэффициент поглощения α зависит от многих факторов, таких  как коэффициент продуктивности скважины при поглощении, репрессия, определяемая величиной m, длительность пуска, вязкость жидкости и др. Однако он всегда может быть определен для реальной скважины по фактическому пусковому давлению.   Приравнивая правую часть формулы пускового давления (9.20)  фактически измеренному пусковому давлению (Рпус)ф и решая равенство относительно α, найдем

откуда

.                                    (9.27)

Заметим, что для одной  и той же скважины величина α  непостоянна и зависит от темпа  пуска скважины. Чем быстрее происходит пуск, тем ближе значение α к единице и наоборот, так как при быстром запуске пласт не успевает поглотить существенное количество жидкости. Поскольку по определению α = V2/V1 [формула (9.З)], то, зная фактическое α  [формула (9.27)], можно определить объем поглощенной пластом жидкости при запуске скважины

,

где V1 - объем вытесняемой  газом жидкости в скважине до момента  прорыва этого газа через башмак подъемных труб.

Характерный процесс  пуска газлифтной скважины в функции  времени показан на рис. 9.5. После прорыва газа через башмак подъемных труб и выноса части жидкости скважина переходит на установившийся режим работы с соответствующим отбору динамическим уровнем, а следовательно, и соответствующим этому уровню рабочим давлением Рp.

9.4.  Методы снижения пусковых давлений

В практике эксплуатации газлифтных скважин, особенно в ранние периоды, было выработано много практических приемов пуска газлифтных скважин  и преодоления трудностей, связанных  с возникновением высоких пусковых давлений. К этим методам можно отнести следующие.

9.4.1. Применение специальных  пусковых компрессоров