На кожному режимі пісня його стабілізації вимірюють тиски вибійний рв, заїрубниії р.шр, пірловий рі, дебіти рідини <2 І газу ¥г, частку води в продукцій пв, частку піску в продукції пп, а також фіксують характер роботи (наявність пульсацій, вібрація арматури).
Вибійний тиск вимірюють свердловинними манометрами, а тиски Р2 і Акпр- зразковими, які встановлюють на фонтанній арматурі. Вибійний тиск у випадку опущених НКТ до вибою у свердловинах третього типу можна розрахувати за барометричною формулою тиску газу, а у свердловинах першого типу - за формулою (7.9) гідростатичного тиску. В усіх інших випадках оцінка вибійного тиску рв за величиною тиску біля башмака р\ І втратою тиску в експлуатаційній колоні від башмака до вибою мало надійна. Вимірювання О, Уг, /;в і ип розглянуто в § 5.4.
За одержаними даними будують графічні залежності: індикаторну діаграму (див. § 5.4); регулювальні криві - залежності параметрів роботи свердловини від діаметра штуцера (рис. 7.4).
Використовуючи ці графіки, визначають параметри пласта і свердловини (див. § 5.4), а також встановлюють технологічний режим роботи свердловини (див. § 5.6).
Рисунок 7.4 - Регулювальні криві роботи фонтанної свердловини |
Іноді будують ще ірафічні залежності рй() або О {рі) і вибирають режим мінімуму вибійного тиску рь або максимуму дебіту ().
Під час фонтанної експлуатації також необхідно, щоб газовий фактор Со був мінімальним, а також, щоб підтримувався режим, на якому не виникають пульсації, що призводять до зриву фонтанування і осадження піску. Причиною пульсацій може бути накопичення газу в запгрубному просторі і періодичний його прорив в НКТ за р\ <рИ.
Пульсації в роботі свердловини можна зменшити або усунути шляхом: а) попереднього створення в ІПСГ робочих отворів діаметром кілька міліметрів на відстані 30...40 м від башмака; б) встановлення замість отворів робочого газліфшого клапана; в) обладнання башмака ПКТ башмачною лійкою (розтрубом) або вибійним штуцером, який створює перепад тиску 0,1...0,2 МПа; г) переведення роботи свердловини з оптимального режиму на максимальний; і) відключення затрубного простору за допомогою пакера.
У процесі експлуатації слід ретельно спостерігати за роботою свердловини, що уможливлює виявлення таких ускладнень:
а) за зменшення р2 і - утворення піщаної пробки або
накопичення водн між вибоєм і башмаком НКТ;
б) за зменшення рі і одночасного підвищення ~ відкладання парафіну і солей в НКТ;
в) за зменшення р2 І збільшення <2 - роз’їдання штуцера;
г) за збільшення і Ятшр і зменшення 2 ~ забивання штуцера або відкладання парафіну в маніфольді і викидному шлейфі.
Ускладнення в роботі фонтанних свердловин можуть зумовлюватися відкладаннями парафіну, солей, накопиченням піску на вибої, води, а також витіканнями нафти, газу. Різні ускладнення стосовно всіх способів експлуатації свердловим розглянемо в главі 10,
Негермегичності устаткування зумовлюють витікання нафти, газу, забруднення території, небезпеку пожежі та ін. Тому їх потрібно своєчасно ліквідувати.
§ 7.4 Технологічний розрахунок фонтанного піднімача для кінцевих і початкових умов фонтанування за методикою
О.П. Крилова
Комплексне проектування розробки нафтових покладів передбачає вирішення питань розробки покладів разом з питаннями технології і техніки видобування нафти. У проектних документах на розробку покладів гідродинамічними методами розраховують дебіти свердловин за відомих вибійних тисків або навпаки (див. главу 2). Звичайно розрахунок виконують за першої постановки. Для розрахунку дебіту необхідно знати вибійний тиск,
Під час розглядання умов артезіанського і газліфтного фонтанувань було показано (див, рис, 7.2), що фонтанувати свердловини можуть ТІЛЬКИ ТОДІ, коли вибійний тиск рь є не меншим за мінімальний вибійний тиск фонтанування /?втіп> тобто Рв^Ратіп- 3 умови спільної узгодженої (стійкої) роботи фонтанного піднімача і пласта випливає, що за заданих (відомих) розмірів піднімальних Труб (І, (І), гирлового тиску Р2> характеристик свердловини (Н., оу і флюїдів (бо, ри ]і,„ пв та ін.) стійке фонтанування можливе тільки на одному технологічному режимі (за одної значини вибійного тиску рь),
З часом у міру відбирання нафти з покладу змінюються умови розробки і, як наслідок, умови фонтанування: змінюються тиски пластовий рт і вибійний рв, дебіт Q, збільшується обводненість продукції ив. Енергія £св, що необхідна для піднімання флюїдів у свердловині, збільшується, а енергія £плі яка надходить із пласта у свердловину, звичайно зменшується. Звідси з часом вибраний піднімач потрібно було б замінити на інший. Але, з одного боку, в початковий період Існує великий надлишок пластової енергії ДЕ, показник якого - величина гирлового тиску рі, а з іншого боку, заміна піднімача (НКТ) у свердловині - процес складний, дорогий, до того ще й, в основному, негативно впливає на її продуктивність. Тому піднімач проектують на весь період фонтанування /фо,тг-
ОскІльки фонтанний піднімач працює за рахунок енергії пласта, а
фонтанний спосіб експлуатації є найдешевшим, то краще
використовувати цю природну енергію як найраціональніше.
Оскільки з початку періоду фонтанування існує надлишок пластової енергії ДЕ, що витрачається в штуцері даремно, то з початку фонтанування піднімач може працювати не за максимального ККД. Але в кінці періоду він уже має працювати за максимального ККД.
Таким чином, рекомендується розраховувати фонтанний піднімач для кінцевих умов на оптимальному режимі, а перевіряти - для початкових умов на максимальному режимі щодо пропускної здатності. Звичайно, розраховують і, рвтш І сі. Рештою величин задаються або визначають іншим способом.
Свердловини першого типу
Дія проектування експлуатації свердловин першого типу використовують умову артезіанського фонтанування за формулою
(7.6). Із формули (7.6) випливає, що чим менша довжина труб Ь і більший діаметр труб (І, тим менші втрати тиску на тертя &рТ і, як наслідок, менший вибійний тиск рй і більший дебіт О, тобто НКТ краще взагалі не опускати у свердловину.
Але їх все-таки опускають, виходячи з технологічних міркувань (невелика довжина, максимально можливий діаметр за заданої експлуатаційної колони), для забезпечення можливості промивань у свердловині, заміни рідини під час освоєння або глушіння та здійснення інших технологічних операцій, для зменшення корозії експлуатаційної колони тощо.
Якщо в продукції є пісок („пісочна” свердловина), то труби слід опускати до нижніх отворів перфорації (фільтру) для забезпечення винесення піску з вибою на поверхню, а якщо парафін - до глибини відкладання парафіну і т,д.
Тоді з формули (7.6) визначають дебіт Q і відповідно мінімальний вибійний тиск фонтанування рв mjn (див. § 7.1).
Зазначимо, що обводненість продукції пв кінця фонтанування, яку задають для розрахунків, доцільно обгрунтовувати техніко-еконо- мічними розрахунками.
Свердловини другого і третього типів
У фонтанних свердловинах другого типу башмак НКТ має бути там, де починається виділення газу з нафти, а в свердловинах третього типу НКТ опускають до верхніх отворів фільтра.
Значини довжини труб L і вибійного тиску рв розраховують з використанням умови газліфтного фонтанування (7.19) (див. § 7.1).
Зазначимо, що для розрахунку діаметром труб d задаємося залежно від дебіту (за рь~Ь МПа):
Q, т/добу 10...20 20...50 50... 100 100...200 >200
</, мм (умовний) 43 60 73 89 102
Здебільшого умовний діаметр задаємо рівним 73 мм, оскільки діаметр неістотно виливає на результат розрахунку довжини труб L і вибійного тискурй mjn.
Якщо довжину труб L і діаметр d необхідно задати з інших технологічних міркувань (руйнування пласта і винесення піску, рй >0,75 р„, конусоутворення води чи верхнього газу і та), то з умови фонтанування можна розрахувати обводненість продукції пв в кінці періоду фонтанування.
Діаметр НКТ для свердловин другого і третього типів розраховують з формули продуктивності О.П. Крилова (6.15) на оптимальному режимі для кінця фонтанування, тобто
Дебіт кінця фонтанування <2К - Оош і обводненість па беруть згідно з проектом розробки покладу.
Якщо розрахований діаметр труб не дорівнює стандартному, то беруть або ближчий менший стандартний діамсгр, що забезпечить роботу піднімача між 0огтг і £>піах (див. рис. 6.3), або розраховують ступінчасту колону труб за формулою:
|
де /[, її - довжини нижньої І верхньої секцій НКТ відповідно меншого с1\ І більшого Л стандартних діаметрів.
Розрахований діаметр НКТ має забезпечувати відбір на початку періоду фонтанування Qmч, який знаємо Із проекту' розробки покладу. Тому піднімач перевіряємо на максимальне подавання Ощкс за формулою О.П. Крилова (6.14) для умов початку фонтанування. Для розрахунку невідомий гирловий тиск р2 на початку фонтанування визначаємо з умови газліфтного фонтанування на максимальному режимі:
або
|
І_ <і ' (/>] - рг)рй\архір2
де р\ ~ рвтіл або р\=рн\ звичайно ив=0.
Співвідношення (7.27) розв’язуємо фафоаналІтично або методом ітерацій з допомогою ПЕОМ.
Якщо 5макс-бпоч, то опускаємо НКТ діаметром ґ/к, який задовольняє кінцеві і початкові умови фонтанування.
Якщо <Зтах < <?поч, то перераховуємо діаметр на початкові умови за формулою О.П. Крилова (6.14), в якій беремо = (2поЧ:
(7.28)
Якщо і/пот не збігається зі стандартним діаметром, то беремо ближчий стандартний діаметр, що забезпечує роботу піднімача між
|
Якщо сіпоч перевищує максимально можливий діаметр труб, які можна опустити в дану експлуатаційну колону, то вирішуємо питання можливості фонтанування свердловини по трубач і по затрубному простору. Особливості розрахунку за таких умов розглянуто в главі 8.
Приклад. Визначити глибину опускання Ь і діаметр (і піднімальних труб,
вибійний тиск рь. гирловий тискр2 поч на початку фонтанування за таких вхід-
-3 3 -3 3
них даних: дебіт Qn№.^-2■\^ м /с; Ок= 10 м /с; гирловий тискру к=0,5 МПа;
з з
тиск насичення нафти газом рн- 14 МПа; газовий фактор С$ = 140 м /м;
коефіцієнт розчинності газу в нафті ои= 10 5 Па густина нафти в умовах
З з
свердловини рн- 870 кг/м; густіша води рв- 1020 кг/м; глибина свердловини И=2200 м; обводненість продукції початкова = 0 і кінцева =0,7.
Розв’язування Розрахунок виконуємо для умов кінця і початку фонтанування ]\приховуємо:
густину рідшш в кінці фонтанування
Рк = Рц(,-"вк) + Рвпвк = 8700 — 0,7) +1020 0,7 = 975 кг/м3;
ефективний газовий фактор у кінці фонтанування
Сефк= і40-10“5|~^-0,11-106 (!-0,7) = 20,55 м3/м3;
|
1п— =1887 м 0,5 |
(задались d—0,062 ч); вибійний тиск
= 14 10^+(2200-1887) 975 9,81 = 17 106 Па, діаметр труб у кінці фонтанування
rfK= 0,203 Г7 975 9'3' З- ш 1887 975 = 0,048 м
V (14-0,5) 106 У 1887 975 9,81 - (14-0,5) 106
(беремо і/к - 0,0403 м); гирловий тиск />2п на початку фонтанування методом ітерацій зі співвідношення
(оскільки Qn04< £?Макс> беремо d-0,0403 м). Отже маємо, L- 1887 м; й1 = 0,0403 м; рв=17МПа; р2п = 0,6МПа. (1887 870 9,81>!’5 |
§7.5 Технологічний розрахунок фонбтанного піднімача г використанням кривих розподілу тиску вздовж ліфта
Для проектування фонтанної експлуатації необхідно узгодити між собою величини Q (або ря), рі, і, d.
Стосовно артезіанського фонтанування аналітичний зв’язок між цими параметрами існує у вигляді умови фонтанування (7.6), згідно з якою визначаємо один із параметрів (найчастіше Q) за відомих інших (заданих з інших міркувань).
Стосовно газліфтного фонтанування простих і достатньо точних формул (окрім формул О.П. Крилова для оптимального і максимального режимів), які пов’язують ці параметри, не існує. Тому для розрахунку гирлового тиску за відомого вибійного тиску рь (або навпаки) доводиться виконувати чисельне Інтегрування рівняння
(6.25) руху газорідинної суміші за будь-якою методикою, розгляну юю в § 6,4. При цьому неминуче дісгашо значини тиску в проміжних точках стовбура свердловини р(і), які в принципі не потрібні. Використання кривих розподілу тиску вздовж ліфта р(г) дає змогу розширити проектні розрахунки і вивчити особливості і різні режими фон ганування.
Для проектування виходимо з того, що дебіт <2 і рівняння припливу (або індикаторна діаграма) відомі. Існує кілька методик графічного узгодження параметрів фонтанування. Може вивчатися один випадок заданого дебіту свердловини Q або вся область можливих і неможливих умов фонтанування. У загальному випадку найдосконаліша в методичному плані методика полягає ось у чому.
Задаємося рядом значин вибійного тиску рв < рт. Для заданих значин рв визначаємо відповідні значини дебіту <2 із рівняння припливу або із індикаторної діаірами.
Залежно від знайдених значин дебпу О задаємося одним діаметром НКТ сі (див. § 7.4). Вважаємо, що труби мають бути опущені на глибину по ч а їжу виділення газу (свердловини другого типу) або до верхніх отворів фільтра (свердловини третього типу).
Далі згідно з одною із методик, поданих у § 6.4, розраховуємо розподіл тиску ріг) для кожного дебіту 2 3а принципом “знизу вверх”, починаючи ВІД точки вибою з відомим вибійним тиском рв, який відповідає дебіту О, і визначаємо гирловий тиск рі (рис. 7.5, а).
Рисунок 7,5 - Криві розподілу тиску р(г) уздовж стовбура свердловини (а) і узгодження (б, в) роботи пласта (Дрв) з роботою фонтанного піднімача (?під(Рв)33 різних характеристик залежності р2(р&) |
Якщо зазначена умова відносно глибини опускання труб не виконується, то можливими с такі випадки:
\,р\ =рв-труби опущено до вибою:
а)рв <рн- в НКТ рухається газорідинна суміш;
б) рв > р„ - в НКТ рухається негазована рідина в інтервалі від ре до рн, а вище - газорідинна суміш.
2. Р\ <Рв - башмак НКТ встановлено вище вибою на відстані
Іг.
йб = Н ~ — - £, де Н - глибина свердловини до рівня середини
інтервалу перфорації; її - довжина інтервалу перфорації:
а) рв<р - в експлуатаційній колоні на відстані кц і в НКТ рухається газорідинна суміш;
б) ря>рн - за р\ <рн в експлуатаційній колоні від рв дор„ рухається негазована рідина, а далі в експлуатаційній колоні і в НКТ - газорідинна суміш; за р\ = ри в експлуатаційній колоні від вибою до башмака НКТ рухається негазована рідина, а в НКТ - газорідинна суміш; за р\ > р„ в експлуатаційній колоні і в НКТ до рівня тиску рн рухається негазована рідина, а вище в НКТ - газорідинна суміш. Розрахунок руху неі-азованої рідини розглянуто в § 7.1.
У результаті отримуємо сукупність відповідних один одному даних: рв, <2 І рі, причому звичайно
/ ^!Г ^ Я* ^ 1
Рв> Рв > Рв >■■•
д'<дг<дя'(7.29)
Рі> Р2> Рг>-,
Будуємо графіки О (рв) і рі ірв), які відображають спільну
узгоджену роботу і їласта і фонтанної свердловини (див. рис. 7.5,6, є).
На осі таску рі відкладаємо тиск рл на початку вищдної лінії, який забезпечує надходження продукції свердловини на пункт збирання. Цей тиск є мінімальним гирловим тиском для фоігтанної експлуатації
свердловини, тобто Рл ~Р2тт- В&ЛИЧИНІ гирлового тиску р2пип відповідають мінімальний чибійний 'шскрвщщ І найбільший фонтанний дебіт <9ф. Можливі режими фонтанування для умов даної свердловши показано штриховими лініями на осях графіка, зображеного нарис. 7.5, б.
Якщо встановити режим роботи свердловини за робочого вибійного тиску рвр, то йому будуть відповідати дебіт <2р і гирловий тиск рір, а надлишок гирлового тиску Лршт =рп- Р2р витрачатиметься у штуцері.
Зазначимо, що залежність р2(р6) може мати різний характер: монотонний, мінімуму або максимуму рв. НайраціональнІшим буде режим зарвтт.
Подібні розрахунки І побудови доцільно виконувати для різних значин діаметра труб (І. За графічною залежністю 0((і) можна обгрунтувати вибір раціонального (в конкретних умовах) або максимального дебіту свердловини. За такого проектування не можна говорити про режими оптимального або максимального подавання, оскільки зі зміною припливу О режим роботи піднімача змінюється.
Контрольні питання
1. За рахунок яких видів енергії' відбувається фонтанування нафтових свердловин?
2. Що означає мінімальний вибійний тиск фонтанування? Як його розраховують?
3. Чому (]юнганний піднімач доцільно розраховувати стосовно до кінцевих умов фонтанування?
4. Як можна розрахувати тиск на вибої фонтанної свердловини, знаючи тиски на поверхні?
5. За яких пісків на вибої можливе фонтанування свердловини?
6. Які заходи вживають для того, щоб не наступило відкрите фонтанування?
7. Які дані необхідно знати, щоб запроектувати фонтанну експлуатацію свердловини?
8. Дня чого І за яких умов встановлюють штуцер на гирлі фонтанної свердловини?
9. Якщо свердловина перестала фонтанувати, то чи можна продовжити її роботу фонтанним способом? Відповідь обгрунтуйте.
10. Для чого у фонтанних свердловинах потрібні насосно-компресорні труби? Відповідь обгрунтуйте.
ГЛАВА 8. ГАЗЛІФТНА ЕКСПЛУАТАЦІЯ СВЕРДЛОВИН
§ 8.1 Суть, різновиди й область застосування газліфтного способу експлуатації
Свердловини після припинення фонтанування переводять на механізовану експлуатацію, одним із способів якої є газліфтний спосіб. Газліфтна експлуатація, за якої кількість газу, що його не вистачає для піднімання рідини, запомповують у свердловину з поверхні, є, по суті, продовженням фонтанної експлуатації.
У міру розробки родовища умови експлуатації свердловин погіршуються: а) обводнюється продукція - збільшується гідростатичний тиск стовпа флюїдів, утворюється високов’язка емульсія, зростають втрати тиску на тертя у стовбурі та викидній лінії, що призводить до зростання тисків вибійного рь і гирлового р2, зменшується ефективний газовий фактор беф і збільшується необхідна питома витрата газу б) за відсутності застосування або недостатньої ефективності процесу ППТ можливе зменшення пластового тиску рая, а також тисків вибійного рв і біля башмака НКТ рі, що спричинює збільшення необхідної питомої витрати газу (див. криву Яоопг на рис. 7.2, б). А це призводить до порушення умови фонтанування (див. § 7.1).
Оскільки умові Сеф = /?о відповідає вибійний тиск рЕтш, а рВІШ, < рпд, то свердловина припиняє фонтанування за певного дебіту 0>0.
Із рис. 7,2 бачимо, що зі збільшенням вибійного тиску рв зменшується необхідна питома витрата газу тому застосування процесу ППТ подовжує період фонтанування до настання певної обводненості продукції «в, а якщо гідропровідність пласта достатньо велика, то іноді навіть до 100% обводненості продукції.
Якщо пластову енергію, яка у свердловині виражена ефективним газовим фактором Сф поповнювати запомповуванням газу у свердловину з поверхні, то створюватимемо штучне фонтанування, яке в такому випадку називаємо газліфтним підніманням, а спосіб експлуатації - газліфтним. Тоді умову роботи газліфтного піднімача (газліфта) аналогічно умові газліфтного фонтанування можна записати у вигляді:
б'єф+ Л() зал (8.1)
де Л'ояап - питома витрата запомповуваного газу (віднесена до витрати рідини, яка піднімається).
Як газ можна використовувати повітря або вуглеводневий газ. Тоді піднімач відповідно називають ерліфтом або газліфтом. Перевага ерліфта - необмеженість джерела повітря. У разі використання газліфта на відміну від ерліфта досягаються повна утилізація газу, збереження й утилізація легких фракцій нафти, утворення у свердловинах, які обводнюються, менш стійкої водонафтової емульсії, для руйнування якої потрібні менші витрати. Тому нині застосовують тільки газліфт.
Газ можна подавати за допомогою компресора. Такий різновид газліфта називають компресорним. Як газ можна використовувати нафтовий або природний вуглеводневий газ. Нафтовий газ відсепаро- вують від нафти, яка видобувається, піддають промисловій підготовці і запомповують у газліфтні свердловини (замкнений газліфтний цикі).
Природний газ можна подавати із сусіднього і'азового родовища (за даними техніко-економІчних розрахунків допускається транспортування газу з відстані кілька десятків кілометрів), із магістрального газопроводу або з газобензинового заводу. Підготовка такого природного газу на нафтовому промислі не потрібна.
У разі безкомпресорного газліфта природний газ під власним тиском надходить із свердловин газових або газоконденсатних родовищ. Там же його очищують І осушують. На нафтовому промислі іноді його тільки підігрівають, щоб запобігти гідратоутворенню. Якщо нафтовий і газовий поклади приурочені до одної площі, то можливим є внутрішньосвердловхтний безколтресорний газліфт, відміліа особливість якого - надходження газу з газового пласта, що лежить вище або нижче, безпосередньо в нафтовій свердловині.
Область застосування газяіфта — високодебітні свердловини з великими вибійними тисками (див. рис. 7.2, б), свердловини з високими газовими факторами та вибійними тисками нижче тиску насичення, „пісочні” свердловини, а також свердловини у важко- доступних умовах (наприклад, затоплюваність території, паводки, болота, відсутність доріг та Ін.). Газліфтний спосіб ефективний для експлуатації викривлених свердловин, розробки багатогиіаетових родовищ.
Переваги газліфтного способу порівняно з іншими, особливо механізованими способами експлуатації, такі:
а) висока техніко-економічна ефективність;
б) відсутність піднімальних механізмів і деталей, які труться;
в) великий міжремонтний період;
г) простота обслуговування свердловин І реіулювання роботи, боротьби з корозією і відкладами парафіну та солей, автоматизації та зміни режимів;
г) можливість проведення широкого комплексу дослідницьких робіт;
д) централізоване дозування різних додатків у свердловину;
е) використання енергії пластового газу;
є) відсутність негативного впливу пластового газу, високих вибійних температур;
ж) надійність надземного обладнання тощо.
Разом із тим і'азліфтний спосіб, особливо компресорний газліфт, має серйозні недоліки:
а) низький ККД усієї газліфтної системи, яка містить у собі компресорну станцію, газопроводи та свердловини;
б) великі капітальні вкладення на будівництво компресорної станції та газопроводів;
в) великі енергетичні витрати на стискання газу;
г) порівняно високі експлуатаційні витрати на обслуговування компресорної станції;
ґ) низький ККД (0,09...0,16) порівняно з насосними способами (0,25...0,3 - дня відцентрових і 0,25 - для штангових насосів).
Газліфт можна застосувати тільки за наявності достатньої кількості вуглеводневого газу. Тому через названі недоліки газліфта необхідно виконувати техніко-економічне зіставлення газліфтного та насосних способів експлуатації, а відтак вибирати найефективніший з них. Зазначимо лише, що в разі безкомпресорного газліфта собівартість видобування нафти може бути в кілька разів меншою, ніж у разі експлуатації свердловин штанговими насосними устаткованнями.
Якщо на промислі вже організовано газліфтну експлуатацію свердловин, а вибійні тиски і дебіти зменшились (менш як 50 т/добу), то для підвищення техніко-економічної ефективності видобування нафта можна перевести роботу свердловин з неперервного газліфта на періодичний (періодичне запомповування газу у свердловину).
Конструкція будь-якого газліфтного піднімача має забезпечувати у свердловині наявність двох каналів: для запомповування газу та для піднімання газорідинної суміші на поверхню. Такі канали можуть бути створені або двома паралельними (ліфт Поле), або концентрично розміщеними (ліфт Саупдерса) рядами труб. Через складність опускання у свердловину на великі глибини двох паралельних рядів труб, жорстко зв’язаних біля башмака, і неможливість використання НКТ великих діаметрів за малого діаметра (96,3... 140,3 мм) експлуатаційної колони ліфт Поле не набув поширення.
Залежно від кількості рядів труб, концентрично розміщених у свердловині, розрізняють конструкції дво~, півтора- та однорядних піднімачів (рис. 8.1). У перших двох піднімачах зовнішній ряд труб опускають до інтервалу перфорації, що забезпечує покращення умов винесення піску з вибою внаслідок збільшення швидкості потоку, у тому числі підиомповуванням рідини в затрубний простір між першим (зовнішнім) рядом НКТ і експлуатаційною колоною. Проте через великі металомісткість, вартість, ускладнення, пов’язані зі збільшенням глибини опускання піднімальних (внутрішніх) труб, що потребує попередньої зміни підвіски зовнішнього ряду труб півторарядного піднімача, а також через змогу забезпечення винесення піску іншими шляхами дво- та пІвторарядні піднімачі не застосовують. їх використання виправдано тільки як вимушений захід, коли експлуатаційна колона є негерметичною.
Рисунок 81 - Схеми газліфтних піднімачів' а - в - дво-, півтора- та однорядний кільцевої системи, г - однорядний центральної системи
У наш час застосовують однорядний піднімач. Він € менш металомістким і найдешевшим, забезпечує можливість безперешкодної зміни діаметра та довжини піднімальних труб, причому діаметр може бути вже істотно більшим. Для забезпечення умов винесення піску з вибою свердловини труби опускають до вибою, а газ вводять вище на необхідній глибині через робочий газліфтний клапан (або іноді через 2-4 отвори діаметром 5...8 мм у робочій муфті). Робоча муфта або клапан під час проходження через них газу створюють постійний перепад тиску 0,1...0,15 МПа, який утримує рівень рідини нижче точки введення газу в піднімальні труби. Цим зменшуються пульсації в роботі, які призводять до руйнування пласта і утворення піщаних пробок.
Для очищення вибою від піску зворотним промиванням свердловини (нагнітання рідини в НКТ) робочий газліфтний клапан доповнюють додатковим вузлом зворотного клапана, який перекриває отвори, і рідина протікає не через газліфтний клапан, а через башмак НКТ. Оскільки по діаметру затрубний простір є великим, то можна встановлювати газліфтні клапани вздовж колони НКТ (див. нижче).
Залежно від напряму подавання газу розрізняють кільцеву та центральну системи піднімачів. У разі кічьцевоїсистеми газ запомпо- вують у кільцевий (затрубний або міжтрубний) простір, а в разі центральної - в центральні труби.
На практиці газліфтні свердловини в основному працюють за кільцевою системою, оскільки оптимальні умови ліфгування дося- іаються звичайно за малих площ прохідних перерізів труб.
У разі центральної системи пісок роз’їдає з’єднини муфт на ірубах, через що можливе їх обривання, а якщо видобувається парафіниста нафта, то утруднюється періодичне видалення відкладів парафіну зі стінок кільцевого простору, що обмежує застосування центральної системи піднімача.
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 17 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |
