Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 [ 67 ] 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121

зования каких-либо приспособлений, устанавливаемых в скважине. Газ нагнетается в затрубное пространство, а скважинная жидкость добывается через подъемные трубы. Если дебит добываемой жидкости будет значительным, то подъем жидкости следует осуществлять через затрубное пространство, а газ нагнетать в подъемные трубы. Условия для такой эксплуатации скважины: 1) отсутствие коррозии или эрозии обсадной колонны; 2) отсутствие в добываемой продукции парафина. Нагнетаемый газ смешивается с продукцией скважины у башмака подъемных труб или после газлифтного клапана, устанавливаемого в подъемных трубах.

На рис. 2.4-1 показана полузакрытая конструкция газлифтной установки. Затрубное пространство герметизировано у забоя скважины пакером 2. Нагнетаемый газ проходит из затрубного пространства в подъемные трубы через клапан /. Закрытое затрубное пространство предохраняет скважину от пульсации второго типа (сравни параграф 2.3.5, п. в.1). Преимущество такой конструкции заключается в том, что жидкость при остановке скважины по различным причинам в затрубное пространство не попадает и, следовательно, отпадает необходимость снижения ее уровня при повторном запуске скважины.

При периодической эксплуатации обычно применяется закрытая конструкция скважин (см. рис. 2.4-12). Затрубное пространство герметизируется пакером 3. В фазе накопления жидкости нагрузка на забой передается весом столба жидкости и столба газа выше ее плюс давление на устье. В фазе отбора постоянный клапан 4 будет закрываться, как только давление нагнетаемого газа в подъемных трубах выше этого клапана будет больше, чем давление в полости ниже его. Изменение забойного давления, влияющего на характер притока жидкости из пласта в скважину, показано сплошной линией (см. рис. 2.4-17). Видно, что это давление должно быть довольно низким. Диаграмма, приведенная на рис. 2.4-17, раскрывает также влияние установки постоянного клапана. Изменение давления выше закрытого постоянного клапана отражено пунктирной линией. Если постоянный клапан не установлен, то забойное давление будет изменяться соответственно этой линии (допуская, что нет обратного потока жидкости в пласт). С увеличением среднего динамического забойного давления будет снижаться суточный приток жидкости в скважину.

Нагнетание газа в подъемные трубы может осуществляться по двум схемам: одноточечной и многоточечной. По первой схеме газ подается в подъемные трубы через один клапан (обычно самый нижний). По второй схеме клапаны, установленные выше рабочего, открываются один за другим по мере прохождения через них поднимающейся жидкости. При этом в подъемные трубы будет поступать дополнительное количество нагнетаемого газа. По второй схеме значительное количество сжатого газа можно закачать в подъемные трубы ниже жидкости даже в том случае, если давление в обсадной колонне незначительно. В результате получим высокую скорость подъема жидкости и, следовательно, низкие потери ее в процессе движения вверх. Преимущества высокой скорости подъема жидкости наиболее ощутимы в глубоких скважинах, оборудованных подъемными трубами больших диаметров,

с низким давлением нагнетаемого газа и в скважинах, где пульсация динамического забойного давления устраняется подбором оптимальной точки впуска газа для одноточечной закачки. Для стабильной эксплуатации такой конструкции необходимо нагнетать газ с поверхности в достаточном объеме, так как в противном случае давление в обсадной колонне будет падать до значения, при котором клапан закроется. В результате этого энергии газа будет недостаточно для подъема жидкости.

Отметим типичные особенности этих двух методов эксплуатации скважин методами непрерывного и периодического газлифта. 1. Давление нагнетаемого газа у башмака подъемных труб меньше или равно динамическому забойному давлению при непрерывной эксплуатации скважин и больше, чем среднее забойное давление при периодической добыче. 2. При непрерывной эксплуатации весь газ, поступающий из продуктивного пласта, может использоваться для подъема жидкости; при периодической добыче этот газ едва ли будет влиять на удельную потребность нагнетаемого газа. 3. В периодических газлифтных установках удельная потребность нагнетаемого газа в данной скважине, подающей данное количество жидкости, остается постоянной до тех пор, пока первоначальная высота h столба поднимаемой жидкости остается неизменной; удельная потребность нагнетаемого газа не обязательно должна увеличиваться по мере снижения пластового давления. Она будет оставаться неизменной до тех пор, пока вследствие падения пласто- € б

вого давления или увеличения добычи 12 3 1 2 ~

жидкости необходимо будет снизить пер- Wfi воначальную высоту столба поднимаемой жидкости. В непрерывной газлифтной установке падение пластового давления даже при постоянном пластовом газовом

факторе вызовет постепенное увеличение jf

удельного расхода нагнетаемого газа. \

а.2) Заканчивание скважины для раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной (в основном по Уинклеру и Смиту, 1962). Имеется два типа оборудования: 1) газ в обе подъемные колонны поступает из одного коллектора или из затрубного пространства; 2) газ нагнетается раздельно по двум коллекторам. Обе схемы показаны на рис. 2.4-37.

В скважину спущены две концентрично расположенные подъемные колонны труб (рис. 2.4-37,а). Газ входит в затрубное пространство / подъемных труб. Нижняя продуктивная зона эксплуатируется через подъемные трубы 2, а верхняя - по затрубному пространству обсадной колонны 3. Эта конструкция была популярной в начальные годы применения раздельной эксплуатации двух пластов, так как она могла быть

Рис. 2.4-37. Конструкция газлифтной скважины для раздельной эксплуатации двух иродуктивных зон одной скважиной (первый тип)

реализована с использованием имеющихся в наличии пакеров и устьевого оборудования скважин. В настоящее время рекомендуется конструкция скважины, показанная на рис. 2.4-37, б, так как она может быть широко применена в промысловых условиях. В этой установке обычно используются извлекаемые клапаны, заменяемые с помощью оборудования, спускаемого на канате. Это позволяет осуществлять быструю замену клапана, если расчетные данные окажутся неверными или если изменяется характеристика притока жидкости в скважину. Выбор клапана может основываться на различных критериях, зависящих от характеристик притока жидкости и выбранного метода эксплуатации (непрерывный или периодический газлифт).

Рассмотрим случай, когда обе продуктивные зоны эксплуатируются при непрерывном газлифте. Клапаны, установленные в обеих колоннах труб, управляются давлением в обсадной колонне. Давление газа, нагнетаемого в затрубное пространство обсадной колонны, должно стабилизироваться на поверхности. Клапан нижней зоны имеет большую пропускную способность для газа при незначительном падении динамического давления. Клапан, установленный в верхней зоне, дросселируется так, чтобы создать падение давления в 0,7-0,8 МПа. Чем больше разница давлений между этими клапанами, тем меньше изменение пропускной способности клапана на единицу изменения давления в подъемных трубах (см. уравнение 1.5-2). Добыча, следовательно, будет более равномерной. Поток нагнетаемого газа через клапан нижней зоны регулируется путем незначительных изменений давления на поверхности. Это слабо влияет на газовый поток через клапан верхней зоны.

Рассмотрим случай, когда одна зона эксплуатируется непрерывным газлифтом, а другая - периодическим газлифтом. Рекомендуется для обеих зон использовать клапаны, управляемые давлением. Рабочее давление в обсадной колонне клапана при непрерывном газлифте должно быть меньше, чем давление открытия клапана при периодическом газлифте. Кроме того, при непрерывном газлифте клапан должен дросселироваться так, чтобы создать перепад давления в 0,7-0,8 МПа. Пропускная способность такого клапана не должна влиять на пульсацию давления в затрубном пространстве, вызванной периодической эксплуатацией второй зоны. Давление закрытия клапана на поверхности при периодической эксплуатации зоны должно быть одинаковым или отличаться незначительно. Рекомендуются клапаны с большим отверстием (высокочувствительные к давлению в подъемных трубах). Используя эту технологию и технику, незначительные ошибки в расчете периодического газлифта не будут вызывать существенных трудностей в процессе эксплуатации, так как давление в затрубном пространстве практически не будет зависеть от глубины установки рабочего клапана при периодическом газлифте и, следовательно, давление в затрубном пространстве зоны непрерывного газлифта практически остается постоянным.

Случай, когда обе зоны эксплуатируются при периодическом газлифте. Чтобы получить экономический эффект при данных условиях эксплуатации, можно использовать несколько типов клапанов. 1. Кла-