Конструкции газлифтных подъемников
Конструкция любого газлифтного подъемника должна обеспечивать возможность закачки газа в скважину и подъема газожидкостной смеси на поверхность. Такие возможности могут быть созданы путем закачки газа в затрубное пространство при однорядном лифте, либо двумя концентрично расположенными рядами труб при закачке газа между рядами труб.
В зависимости от числа рядов труб, концентрично расположенных в скважине, различают двухрядные, полутора рядные иоднорядные подъемники (рис. 7.1). В первых двух подъемниках внешний ряд труб спускают до интервала перфорации для улучшения условий выноса песка с забоя за счет увеличения скорости потока. Газ подают вмежтрубное пространство между первым (внешним) и вторым (внутренним) рядами труб.
| а | б | в | г |
Рисунок 7.1 – Конструкции и системы газлифтных подъемников:
а, б, в – соответственно двух-, полутора- и однорядный подъемники кольцевой системы; г – однорядный подъемник центральной системы
Однако ввиду большой металлоемкости, стоимости, осложнения при увеличении глубины спуска подъемных (внутренних) труб из-за необходимости предварительного изменения подвески внешнего ряда труб полутора рядного подъемника, обеспечения условий выноса песка другими путями двух- и полутора рядные подъемники не применяются. Их применение может быть оправдано как вынужденная мера при отсутствии герметичности эксплуатационной колонны.
В настоящее время применяется однорядный подъемник, при котором в эксплуатационную колонну спускается один ряд НКТ. Он является наименее металлоемким и наиболее дешевым, обеспечивает возможность свободного изменения диаметра и длины подъемных труб, причем диаметр может быть уже значительно большим. Для обеспечения выноса песка с забоя скважины трубы спускают до забоя, а газ вводят выше на необходимой глубине через рабочий газлифтный клапан или через 2 – 4 отверстия диаметром 5 – 8 мм в рабочей муфте. Клапан или рабочая муфта при прохождении газа создают постоянный перепад давления (0,1 – 0,15 МПа), который удерживает уровень жидкости ниже точки ввода газа на 10 – 15 м и обеспечивает тем самым равномерное поступление газа в подъемные трубы. Этим уменьшаются пульсации в работе, которые способствуют разрушению пласта и образованию песчаных пробок.
Для очистки забоя от песка обратной (закачкой жидкости в НКТ) промывкой скважины рабочий газлифтный клапан снабжают дополнительным узлом обратного клапана, который перекрывает отверстия и жидкость идет не через газлифтный клапан, а через башмак НКТ. В дополнение к этому большое за трубное пространство позволяет устанавливать газлифтные клапаны вдоль колонны НКТ.
В зависимости от направления подачи газа различают кольцевую и центральную системы подъемников. При кольцевой системе газ закачивают в кольцевое (за трубное или межтрубное) пространство (см. рис. 7.1, а, б, в),и центральной – в центральные трубы (см. рис. 7.1, г).На практике газлифтные скважины в основном работают по кольцевой системе. Это обусловлено следующим:
– оптимальные условия лифтирования достигаются обычно при малых проходных сечениях;
– песок разъедает соединения муфт на трубах и возможен их обрыв;
– при добыче парафиновой нефти периодическое удаление отложений парафина со стенок кольцевого пространства затруднено.
Недостатком однорядного подъемника является низкая скорость восходящего потока между забоем и башмаком, глубина спуска которого определяется рабочим давлением газа, отбором жидкости, а также коэффициентом продуктивности скважины. Однако при этом упрощается допуск труб или вообще изменение глубины их подвески, если возникает такая необходимость. Поэтому существует разновидность однорядного подъемника – подъемник с рабочим отверстием (см. рис. 7.2, г). Один ряд труб необходимого диаметра спускается до забоя (или до верхних дыр перфорации), но на расчетной глубине, т. е. на глубине, где должен быть башмак (глубина места ввода газа в НКТ), устанавливается рабочая муфта с двумя – четырьмя отверстиями диаметром 5 – 8 мм. Сечение отверстий должно обеспечить пропуск расчетного количества газа при перепаде давлений у отверстий, не превышающем 0,1 – 0,15 МПа. Перепад давления у отверстий удерживает уровень жидкости ниже отверстия на 10 – 15 м и обеспечивает более равномерное поступление газа в трубы.
Рисунок 7.2. – Процесс запуска газлифтной скважины
1 – муфты с отверстиями для пуска скважины; 2 – муфта с отверстиями для работы скважины
Однорядный подъемник с рабочим отверстием (или муфтой) создает наибольшие скорости восходящего потока, является наименее металлоемким, однако требует подъема колонны труб при необходимости изменения погружения.
Однорядная конструкция газлифта, при котором используются 60 или 73-мм трубы, создает широкое межтрубное пространство, размеры которого играют решающую роль в случае использования различных клапанов, широко применяемых в настоящее время. В однорядном подъемнике вместо рабочей муфты с рабочими отверстиями может применяться так называемый концевой рабочий клапан, поддерживающий постоянный перепад давления при прохождении через него газа, равный 0,1 – 0,15 МПа, достаточный для того, чтобы постоянно удерживать уровень жидкости ниже клапана на 10 – 15 м. Концевой клапан обычно приваривается к спец муфте с внешней стороны и имеет пружинную регулировку необходимого перепада давления и расхода газа. Такой клапан снабжается еще специальным шариковым клапаном, который закрывает рабочее отверстие и позволяет осуществлять обратную промывку скважины до забоя.
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 или первого ряда труб практически невозможно.
6. ПУСК ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЫ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ
Пуск газлифтных скважин в эксплуатацию – это процесс, обеспечивающий снижение забойного давления, ниже пластового, в результате уменьшения плотности жидкости в стволе скважины за счет газирования этой жидкости. Процесс пуска состоит в доведении закачиваемого газа в межтрубном пространстве до башмака подъемных труб.
При однорядном подъемнике с кольцевой системой, нагнетаемый сжатый газ оттесняет жидкость вниз, и она уходит в колонну подъемных труб и частично в пласт. В подъемных трубах уровень жидкости благодаря этому поднимается, и давление рабочего агента по мере подъема уровня жидкости в подъемных трубах увеличивается. После того как уровень жидкости в затрубном пространстве будет оттеснен до нижнего конца подъемных труб, уровень жидкости в трубах достигнет наибольшей высоты. Давление рабочего агента в этот момент будет максимальным. Такое давление называется пусковым. При этой давлении рабочий агент, проникнув в подъемные трубы, устремится вверх, поднимет в них столб жидкости, частично газированной. Произойдет резкий выброс. После этого уровень снизится, погружение труб уменьшится, давление снизится, и количество выбрасываемой жидкости также уменьшится. Затем вследствие значительной разности забойного давления и давления столба жидкости в скважине жидкость из пласта будет поступать к забою. В скважине постепенно установится динамический уровень, при котором количество жидкости, поступающей из пласта, будет равно количеству жидкости, выходящей из скважины – она вступит в нормальную эксплуатацию. С этого момента давление нагнетаемого рабочего агента станет постоянным. Это давление называется рабочим. Рабочее давление всегда меньше пускового, иногда в несколько раз.
Расстояние от нижнего конца подъемных труб до динамического уровня в скважине называется глубиной погружения труб.
При двухрядном подъемнике оттесняемая жидкость будет поступать в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и трубами наружного ряда, а также внутрь подъемных труб и частично в пласт. Поэтому уровень жидкости в подъемных трубах понизится, вследствие чего и пусковое давление будет меньше. При пуске скважины по центральной системе пусковое давление будет меньше, чем при пуске скважины по кольцевой системе.
Таким образом, пусковое давление зависит от конструкции подъемника, диаметра скважины, величины столба жидкости в скважине, глубины погружения подъемных труб под уровень жидкости и т. д.
При очень хорошей проницаемости пласта и медленном продавливании жидкости в пласт вытесняемая из кольцевого пространства жидкость может почти полностью поглощаться пластом. Очевидно, это будут наиболее благоприятные условия для снижения пускового давления. Тогда к моменту достижения нагнетаемым сжатым газом башмака колонны подъемных труб уровень жидкости в ней не повысится. Пусковое давление в этом случае будет соответствовать давлению столба жидкости в подъемных трубах.
Рабочее давление в компрессорных скважинах обычно равно 1 –
3 МПа, но пусковое давление в большинстве случаев бывает весьма большим, которое не могут обеспечить имеющиеся на промыслах стационарные компрессоры. Поэтому применяют различные методы снижения пускового давления.
Переключение подъемника с центральной системы на кольцевую. При этом методе сначала газ нагнетают в подъемные трубы, а газонефтяная смесь выходит черев кольцевое пространство. После удаления из скважины части жидкости подъемник переключают с центральной системы на кольцевую, т.е. газ начинают нагнетать в кольцевое пространство; при этом газонефтяная смесь выходит через подъемные трубы.
Продавливание жидкости в пласт. Этот метод применяют в скважинах, пробуренных на пласты, хорошо поглощающие жидкость.
Объем жидкости [1] в межтрубном пространстве V1 должен быть вытеснен нагнетаемым газом. Вытесняемая жидкость перетекает в подъемные трубы (V2), 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, вся вытесняемая жидкость перетечет в подъемные трубы. При частичном поглощении жидкости пластом V2 < V1. Обозначим в общем случае
 , | (8.1) |
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
 , | |
 | (8.2) |
Подставляя (8.2) в (8.1) и решая относительно ∆h, получим
 . | (8.3) |
В момент пуска газлифтной скважины, т. е. когда уровень жидкости в межтрубном пространстве будет оттеснен до башмака, давление газа, действующее на 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,
 . | (8.4) |
Подставляя в (8.4) значение Δh согласно (8.2) и вынося h за скобки, получим
 . | (8.5) |
Это и будет формула для определения пускового давления.
При использовании компрессорных станций в качестве источника сжатого газа для газлифтных скважин на этих станциях устанавливается один или несколько компрессоров (в зависимости от потребности), развивающих повышенное давление, достаточное для пуска скважины. Пусковые компрессоры работают в специальную пусковую линию, соединяющую компрессорную станцию с газораспределительным узлом, в котором путем переключения соответствующих задвижек газ из пусковой линии может быть направлен в любую газлифтную скважину. После пуска скважины на распределительном узле новым переключением задвижек в газовую линию этой скважины направляется газ из рабочей магистрали с давлением, соответствующим рабочему давлению. В особых случаях для пуска скважин применяются передвижные компрессоры на автомобильном ходу или на специальных рамах, перемещаемых вертолетами аналогично тому, как это практикуется при освоении скважин и вызове притока.