іиною рг по повітрю, що дорівнює 0,65 за температури Т= 288,8 К.
Дія інших умов під час розрахунку діамеїра витрату газу Г'оі перемножуємо на поправковий коефіцієнт:
Кп -0,0731 (8.54)
За діаметром отвору сідла вибираємо типорозмір клапана, беручи клапан із найближчим більшим отвором сідла.
Потім визначаємо тарувальні параметри клапана:
а) тиск у його сильфоні (тиск закривання) на глибині встановлення клапана за рівнянням, отриманим із рівняння (8.17):
ті п
і.. і пін і„
РкЦ Р трі, І КІ
р =----------------- (8.55)
1 І + *к,
б) температурний коефіцієнтні за температурою Тц;
в) тиск зарядки сильфона рм,і за формулою (8.26);
г) номінальний тиск тарування Рномі за формулою (8.24),
Розрахунок другого пускового клапана
Глибину встановлення другого пускового клапана визначаємо за ординатою точки перетину прямої 8 (див. рис. 8.6), проведеної з точки р паралельно кривій 3, Із кривою, віддаленою від кривої 6 на
відстані вздовж абсциси Др2 = Д»^, + Е Тут Е \ = 0,1 МПа - взяте апріорі зниження тиску газу в затрубному просторі на гирлі, що сприяє запобіганню відкривання першого клапана в момент надходження газу через другий клапан; приблизно дорівнює так званому трубному ефекту першого клапана Е\, тобто Е\ =Е \.
У момент надходження газу через другий клапан у НКТ встановлюється профіль тиску, який відповідає пунктирній кривій 9.
434
Для її побудови накладаємо кальку на номограму і, забезпечивши паралельність осей, переміщенням кальки добиваємося, щоб точка (р%0) лежала на кривій 4 номограми, а одна з ліній із деякою значиною До проходила через точку (рки-Ар2). За точкою перетину кривої 9 із
горизонталлю Ь\ знаходимо тиск р
трубах на рівні першого клапана в момент подавання газу через другий клапан. Тоді трубний ефект першого клапана розраховуємо за формулою:
(8.56)
де кк\ - коефіцієнт клапана (першого).
Із рівняння (8.56) випливає, що для визначення трубного ефекту Е\ необхідно знати глибину Ь2, і навпаки. Тому через таку невизначеність задаємося перепадом тиску на другому клапані Деь, який явно перевищує Е[. У результаті запобігається відкривання першого клапана й забезпечується можливість надходження газу з кільцевого простору в НКТ через другий клапан. Звичайно трубний ефект пускових газліфтних клапанів рідко перевищує 0,1 МПа.
Необхідність урахування трубного ефекта зумовлюється ось чим. У разі надходження газу через перший клапан рідина викидається з НКТ і градієнт тиску суміші в трубах зменшується від максимального (крива 7 на рис. 8.6) до мінімального (крива 4). Перепад тиску на
клапані збільшується від Др[ч до (ркц)/&кІ ■ Відповідно
збільшується витрата газу до максимальної значини І'о] і зменшується тиск газу в кільцевому просторі до тиску закривання першого клапана.
Клапан закривається. Зменшення тиску газу в кільцевому просторі досягається тим, що газ подається через регульований штуцер, який встановлено біля гирла або на газорозподільному пункті.
Після закривання першого клапана тиск і~азу в кільцевому просторі збільшується, а рівень рідини знижується. Тиск відкривання другого клапана задаємо меншим за тиск відкривання першого, і другий клапан відкривається. Газ починає надходити через другай клапан і встановлюється фадієнт тиску, що відповідає кривій 9 на рис. 8.6. У
цей самий час на рівні першого клапана тиск підвищується від Р™1^
до р '™х, що може призвести до відкривання першого клапана. Щоб трЦ
перший клапан був закритим під час подавання газу через другий клапан, тиск заломповуваного газу знижують на величину трубного ефекту першого клапана.
Аналогічно розрахунку першого клапана визначаємо решту
параметрів: ркЬ2,, Л02. % Тц, /5е1. % р0і2, Рном2. причому
тиск на вході в клапан (тиск відкривання) беремо таким, що дорівнює (Ргі-2-£’])-
Розрахунок наступних пускових і робочого газліфтних клапанів
Розрахунок наступних пускових клапанів виконуємо аналогічно. Тиск на вході в п-й клапан беремо таким, що дорівнює
Розрахунок виконуємо дога, поки глибина
встановлення «-го пускового клапана не перевищить глиоини встановлення робочого клапана Ір. Розрахунок припиняємо на (и-1)- му пусковому клапані.
Мінімальну глибину встановлення робочого клапана визначаємо за ординатою точки перетину кривих 2 і 4 на рис. 8.6, а максимальну глибину Ьр ^ - за ординатою точки перегину кривої 4 із кривою, проведеною паралельно кривій 6 на відстані вздовж абсциси
^ п-1
АРп ~ Рк\^2~ АРкл — •
/=1
Якщо глибину Ір не розраховано за умов оптимального режиму (див. § 8.8), то за наявності достатньо високого тиску запомповування газу з метою зменшення питомої витрати запомповуваного газу глибиною встановлення робочого клапана можна вважати Іртах.
Робочий тиск помпування газу беремо нижчим за тиск закриття пускових клапанів; його зводимо до рівня гирла свердловини.
Розрахунок виконано для випадку, коли газ подається з робочої газової лінії. Якщо робочий тиск є меншим за прийнятий тиск рко, то максимальну глибину встановлення робочого клапана визначаємо перетином лінії цього тиску у свердловині з кривою 2 (див. рис. 8.6). Для пуску свердловини за робочого тиску потрібно встановити більшу кількість пускових клапанів, проте відпадає потреба в будівництві пускових газопроводів високого тиску або в застосуванні пускових компресорів.
Якщо не враховуються перепад тиску на клапані Де м і трубний ефект Еъ то необхідно збільшити розрахункову кількість пускових клапанів (приблизно на 10%); це забезпечує надійність системи пуску.
§ 8.10 Обладнання газліфтних свердловин. Системи газозабезпечення та газорозподілу
Обладнання газліфтних свердловин
Обладнання газліфтних свердловин аналогічне обладнанню фонтанних свердловин. На гирлі встановлюють спрощену фонтанну арматуру, обв’язка (маніфольд) якої дас змогу подавати газ у затрубний простір і в НКТ.
Тепер використовують комплектні газліфтні устатковання для неперервного компресорного газліфта типу Л, а для похило- спрямованих свердловин - типу ЛП. Наприклад, Л-60Б-210, де 60 - умовний діаметр колони піднімальних труб, мм (60; 73; 89); Б - умовний зовнішній діаметр газліфтних клапанів (А, Б, В - діаметри відповідно 38, 25 і 20 мм); 210 - робочий тиск, помножений на 0,1 МПа. Ці устатковання забезпечують автоматичний пуск і освоєння свердловин, стабільну роботу в заданому режимі, можливість переходу з фонтанної експлуатації на газліфтну без піднімання НКТ і можливість опускання в НКТ до вибою будь-якого технологічного обладнання (манометри та ін.).
До устатковань типу Л входить таке обладнання: а) гирлове обладнання - фонтанна арматура АФК За-65-210; б) свердловинне обладнання - НКТ (один ряд); свердловинні газліфтні камери типу К; газліфтні клапани типу Г з фіксаторами; гідромеханічний пакер ПН-ЯГМ і приймальний клапан.
В устаткованнях типу ЛП змонтовано інші свердловинні камери (типу КТ).
Для ущільнення клапана в газліфтній камері передбачено в кишені верхню і нижню посадочні поверхні, а для входження запомпову- ваноі о газу - перепускні отвори. Для здійснення ремонтних робіт у кишеню встановлюють циркуляційну пробку, а за потреби заглушити перепускні отвори - глуху пробку. У кишені клапан фіксується кулачковим фіксатором, підпружиненою втулкою або фіксуючою цангою, яка передбачена в самому клапані.
Широко використовують сильфонні газліфтні клапани типу Г, наприклад Г-38, Г-38Р, де цифра зазначає умовний зовнішній діаметр клапана (у міліметрах), буква Р - робочий клапан (без букви Р - пусковий). Для регулювання режиму запомповування газу передбачено змінні дроселі, а для герметизації клапана в кишені — манжети. Газліфтний клапан містить у собі зворотний клапан, призначений для запобігання перетікань рідини з піднімальних труб у затрубний простір. Ці клапани витягують із свердловини І встановлюють без її глушіння набором інструментів канатноїтехніки (див. гл. 10).
Ефективність роботи газліфтної свердловини тим вища, чим менша відносна швидкість газу або чим вища дисперсність газу в рідині. Для подрібнення газової фази можна застосовувати днспергатори. Диспергатор складається з набору штуцерів дія подрібнення газу, штопорного пристрою для встановлення його канатним методом у муфтовій з’єднині НКТ на будь-якій глибині і опускного снаряда. Використання диспергатора зменшує питому витрату газу в середньому на 35%.
Нормальна робота газліфтних свердловин може порушуватися в результаті відкладання парафіну, солей, утворення піщаних пробок І металевих сальників. Ці питання розглянуто в гл. 10. Зазначимо, що під час газліфтної експлуатації є змога вводити інгібітори відкладання солей і парафіну в потік запомповуваного газу.
У випадку використання повітря спостерігалось утворення в лінії газоподавання сальників (пробок), які складалися з продуктів корозії (до 95%) й пилу. Для боротьби з цим намагалися зменшити корозію (покриття труб лаком, осушування повітря), а також подавали в потік ПАР.
Система газозабезпечення та газорозподілу
Джерелом газу для організації газліфта може бути компресорна станція або свердловина і'азового родовища, а також магістральний газопровід.
У разі компресорного газліфта необхідний тиск газу створюється компресорами на компресорній станції. Комплекс обладнання при цьому містить компресорну станцію, газорозподільчі і газозабезпе- чувальні мережі, системи підготовки газу. Компресорна станція для газліфтної експлуатації використовується також і для магістрального трансі юргування газу та запомповування газу в поклад з метою 11111.
В основному застосовується групова система газорозподілу - газ подають у свердловину через газорозподільчі батареї (ГРБ), які встановлено на газорозподільчих пунктах (ГРИ). Від компресорної станції можна прокладати два паралельних газопроводи: робочого тиску (діаметром 102 мм) для подавання газу у свердловину під час експлуатації та високого (пускового) тиску (діаметром 63 мм) для пуску свердловини. Після переходу на застосування пускових газліфтних клапанів прокладають лише один газопровід робочого тиску. Від ГРБ до газліфтної свердловини прокладають окремі газопроводи діаметром 38...63 мм залежно від витрата газу. На ГРП встановлюють одну або кілька блочних газорозподільчих батарей ГРБ-14. Кожна розрахована на під’єднай ня 14 свердловин. На кожній лінії монтують голковий регульований вентиль (штуцер) і вимірну шайбу (діафрагму), 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 циклом. Газ під час перемішування з нафтою насичується важкими газоподібними вуглеводнями І для повторного використання погребує попередньої підготовки - відділення газоконденсату, осушування від вологи і видалення механічних домішок (пилу).
Природний газ на нафтові промисли надходить уже очищеним і осушеним. Дія запобігання ускладнень, пов’язаних з утворенням кристалогідратів газу, у потік уводять інгібітори гідратоугворення (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. м3/добу і тиску до 20 МПа.
Для видалення вологи і газоконденсату перед ГРБ встановлюють вологовіддільники різних конструкцій.
Для відділення механічних домішок газ пропускають через фільтропиловловл ювачі.
Газліфтні свердловини досліджують методом усталених режимів.
Мета дослідження: а) встановити залежність припливу рідини від вибійного тиску, тобто £) (рвУ, б) дістати залежність О (ГЬ зал);
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 продовжують 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 24 год) його стабілізації, в настанні якої переконуються, виконуючи неодноразові вимірювання витрати газу і тиску на гирлі. Кількість режимів звичайно беруть у межах 5. Дослідження закінчується тоді, коли досягнуто великої зміни дебіту 2 за його зростання І подальшого зменшення з переходом через максимум.
На кожному режимі одночасно вимірюють витрату запомповуваного газу *'0їал > тискрр помпування газу, дебіти рідини 0 і ту а також відбирають проби рідини для визначення обводненості та концентрації піску в продукції. Бажано поєднувати з цим вимірювання вибійного тиску рв, поінтервальні вимірювання тиску в піднімачі - розподіл тиску р{£) і знімання профілю припливу флюїдів.
Поінтервально вимірюючи тиск р(г), можна контролювати глибину введення газу в НКТ, виявляти неполадки в роботі газліфтних клапанів і негерметичності НКТ.
Більш точно це можна виконати шляхом безперервного записування температури вздовж стовбура Цг) високочутливим електротермометром або проведенням фонометрії. У випадку коливань робочого тиску будь-який пусковий газліфтний клапан може працювати як робочий. На кривих розподілу температури Т{і) в місцях припливу газу в піднімальні труби спостерігається злам лінії температури 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 (ХДр) або ОірвУ, б) криву ліфіування Ьзап).
Методи оброблення індикаторної лінії розглянуто в § 5.4.
Крива О(ї'Озш) нагадує за характером криву ліфтування, але вона знята за змінних тисків р\ і рі. Будують також залежності Домп(^'Озап). Рр(Уодал) і Рв (зал)- Точка В відповідає оптимальному режиму роботи (<20гтг.' У о от) за мінімальної питомої витрати газу /Їомі„, а точка С - максимальному режиму (О макі:; ^ о мано мінімум рр І рь). Точку В можна знайти за допомогою дотичної (пунктирна лінія). Дебіт £> = 0 за вибійного тиску ра =рт, звідки можна оцінити екстраполяцією величину пластового тиску рт,
Рисунок 8.7 - Залежності параметрів роботи газліфтної свфдловини від витрати за- помловуваного газу |
За результатами дослідження визначають параметри пласта і встановлюють раціональний технологічний режим роботи свердловини, який відповідає умовам розробки покладу. Критерієм раціональності може також бути мінімум питомої витрати газу До зал або максимум дебіту Q. Часто область раціональних режимів лежить між До мін і {?Макс При цьому необхідно також урахувати робочий тиск запомпо- вування газу рр, ресурси газу І ККД газліфти.
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.
Часто обмежуються поверхневим вимірюванням величин К0 чап> Рр і 2- Тому для побудови індикаторної діаграми необхідно вже розрахувати вибійний тиск рв. При цьому за спадним потоком газу розраховують тиск біля башмака трубр\, а дія переходу до вибійного тиску рь 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 рр можна використовувати формулу Адамова для потоку газу або з меншою точністю - барометричну формулу (втрати тиску на тертя і~азу в газліфтній свердловині становлять приблизно 1-2% від робочою тиску Рр). Рух газоводонафтової суміші можна розрахувати за методом, розглянутим у § 6.4.
§ 8.12 Внутрішньосвердловинний газліфт
Для організації внутрі шньосверді ювинного безком пресорного газліфта газовий пласт повинен маш 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 пласти газовий і нафтовий; верхній 5 відокремлює затрубний простір від газового нласга високого тиску. Між пакерами є газліфтна камера 6 з газліфтним клапаном 7 або штуцерним пристроєм дія регулювання витрати газу. Додатково в схему введено такі вузли:
Рисунок 8.8- Технологічні схеми внутрішньосвердаовинного газліфга: ] -- нафтовий пласт, 2 - газовий пласт; 3 - насосно-компресорні труби; 4 - верхній циркуляційний клапан; 5 - верхній гідравлічний пакер; 6 - свердловинна газліфтна камера; 7 - газліфтний клапан; В - телескопічний пристрій; 9 - нижній і циркуляцій ній клапан; 10 - ннжній гідравлічний пакер; 11-зворотний клапан; 12 - верхній гідромеханічний пакер; 13 - вузол перехресної течії, 14 - штуцер; 15 - колона труб, 16 - нижній гідромеханічний пакер; 17 - пакер |
а) зворотний клапан 11 для опресування НКТ і пакерів, посадки верхнього та нижнього гідравлічних пакерів створенням надлишкового 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.
Під час робо™ 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 цл^цер 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 і 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 усгатковання для внутрішньосвердловинного газліфга 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
газу по внутрішньому каналу, тоді газ нагрівається потоком нафта 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
В нутрі шньосвердловинн ий 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 передасться 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:
Лглк” Лгд Лкс Лмґ Пгрб Лрг Лсв> (8.57)
Де Л ГЛК' Пгд- Лко ЛмГі "Пфб, Лрг> Лев - ККД відповідно газліфтного комплексу (Т)гж~ 0,14...0,35), газового двигуна компресора (Т]гд=0,43), поршневого компресора (т|кс=0,85), магістрального газопроводу (Лмг~ 0,98), газорозподільчої батареї (Лгрб^ 0,94), розвідного газопроводу (тірі-^0,98) і газліфтної свердловини (Г|св = 0,41 за інтервалу зміни 0,1...0,6). У дужках зазначено середні значини ККД газліфтного комплексу І його ланок для умов родовищ Західного
Сибіру, де газліфт застосовується найширше.
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 (р*,рр,рі, я) і суміжних систем (систем збирання продукції та ППТ).
У цілому ККД внутрішньосвердловинного газліфта Г| = 0,35, тоді як для компресорного - ті = 0,14, а для безкомпресорного-т| = 0,32.
§ 8.13 Періодична газліфтна експлуатація
Найефективнішої роботи газліфга досягають за відносного занурення Є = 0,6 (див. гл. 6). У міру зменшення відносного занурення є питома витрата запомповуваного газу і?озап істотно збільшується і за Є —^ 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 витрата газу не менше як З з
200 м /м на 1000 м глибини опускання піднімальних труб діаметром 73 мм і дебіту не менш як 50 т/добу.
Вибір способу експлуатації або перехід з одного способу експлуатації на інший необхідно обгрунтовувати 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 рь під час його роботи показано на рис. 8.9. Тривалість циклу ґц можна поділити на періоди накопичення протискування Гп, викидання рідини та розрядки тиску у свердловині Велика амплітуда зміни вибійного таску рв за багаторазового повторення циклів може призвести до руйнування привибійної зони. За рв>Рт спостерігається поглинання частини рідини пластом. Розрядка тиску в трубах і в затрубному просторі зумовлює більшу витрату газу.
Ефективність робота газліфта можна підвищити (рис. 8.10) встановленням иакера 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 7 на кінці НКТ (для запобігання передавання тиску суміші на вибій).
Рисунок 8.9 - Зміна вибійного піску в часі за один цикл роботи переміжного гаїгаф- та: 1 - накопичення рідини, 2 - протискування, 3 — викид рідини і розрядка тиску газу у свердловині Дебіт свердловини в разі періодичного газліфта завжди менший, ніж за безперервного, оскільки середиьоінтегральний вибійний тискрв за цикл перевищує сталий вибійний тиск рв о за безперервної експлуатації. Чим менша тривалість циклу тобто більша частота циклів, тим більше таек рв наближається до тиску рЕ о, тим менша втрата у видобутку нафти. Зіставляючи економію від зменшення питомої витрати газу, споживаної енергії та Інших витрат із вартістю недовидобутої нафти, можна оптимІзувати роботу періодичного і'азліфта, встановити тривалість періоду накопичення і частоту циклів. |
Періодичний газліфт з камерою заміщення
Ефективнішим є періодичний газліфт із камерою заміщення (насос заміщення, ліфт заміщення або камерний газліфт), в якій накопичена
рідина заміщується газом. За допомогою ліфта заміщення можна експлуатувати свердловини за дуже низьких вибійних тисків (до ОД МПа) незалежно від коефіцієнта продуктивності.
|
і ' і — — — — —--------- — ——г— — |
Рисунок 810 - Схеми усталювань періодичного газліфта: 1 - регулятор циклів; 2-автомат газоподавання; 3 - насосно-компресорні труби; 4 - свердтовинна гаїліфгна камера; 5 - робочий газліфтний клапан; 6-пакср, 7 - зворотний клапан; 8 - камера заміщення; 9-розрядний клапан; 10 - верхній амортизатор; 11 — викидний клапан; 12-плунжер; 13 —нижній амортизатор |
а |
б |
Виділяють дво~ й однорядні ліфти заміщення (див. рис. 8.10, б, в). Чим більший об’єм камери заміщення на одиницю довжини, тим вища ефективність робота ліфта.
Для застосування дворядного ліфта заміщення (див. рис, 8.10, 6) у свердловині встановлюють два ряди труб 3: зовнішній для запомповування газу і внутрішній для піднімання рідини. На кінці зовнішнього ряду труб 3 встановлюють камеру заміщення 8, яку обладнують зворотним клапаном 7. Відсікати газ можна на гирлі за допомогою автомата 2 або на вибої за допомогою спеціального пристрою.
У наш час для застосування періодичного газліфта випускають однорядні усгатковання типу ЛП (ліфт періодичний) (див. рис. 8.10, в). Регулятор циклу часу 1 періодично відкриває газу доступ у затрубний простір; при цьому відкривається знімний газліфтний клапан 5 і газ надходить до камери заміщення 6, вигіснюючи накопичену в ній рідину. Відтак розряджаються піднімальні труби від тиску запомповуваного газу за допомогою розрядного клапана 9. У момент початку розрядки регулятор 1 спрацьовує і автомат газоподавання 2 перекриває доступ запомповуваного газу у свердловину. У міру зниження тиску всередині камери відкривається приймальний клапан 7, і вона знову наповнюється новою порцією рідини. Далі цикл повторюється.
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 23 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |
