Конструкции газлифтных клапанов
Газлифтные клапаны для различных условий эксплуатации имеют разные конструктивные исполнения. Наиболее распространена следующая классификация клапанов:
– по направлению потока рабочего агента – нормальные (из затрубного пространства в трубы) и обратные (из труб в затрубье);
– по способу крепления – стационарные и съемные. Последние имеют преимущественное распространение, поскольку для их смены не требуется подъема насосно-компрессорных труб, но обладают большим поперечным габаритом;
– по расположению стационарных клапанов – эксцентричные (устанавливаются сбоку) и концентричные – рукавные. Последние охватывают трубу и могут пропускать большие расходы газа.
Съемные клапаны могут быть с центральной установкой и в боковых карманах скважинных камер. Последние – наиболее распространены, так как при любом числе клапанов в установке поперечное сечение лифта остается свободным.
Меняют клапаны специальным набором спускаемого на канате инструмента. Для этой цели используются агрегаты для скважинных канатных работ, включающие передвижную лебедку с гидроприводом и оборудование устья скважины с лубрикатором и превентором.
Настройка газлифтных клапанов
Перед спуском в скважину газлифтные клапаны настраивают на соответствующее проекту газлифтной установки давление открытия и закрытия. На специальных стендах заряжают сильфонные камеры нейтральным газом (азотом) до расчетного давления, затем проверяют срабатывания клапана. При расчете давления зарядки учитывают, что отклонение скважинкой температуры от стендовой требует внесения соответствующей поправки.
Клапан, управляемый рабочим давлением, закрывается при его снижении (рис. 8.1). Он состоит из камеры 1 с сильфоном 2, к которому прикреплен шток 3 с шаровым клапаном 5, закрывающим отверстие в седле 6. Сообщение клапана с межтрубным пространством происходит через штуцерное отверстие 4.
Этот клапан часто используется как пусковой, поскольку им легко управлять, меняя рабочее давление.
Клапан, управляемый давлением газожидкостной среды (рис. 8.2), закрывается при его снижении. Этот тип клапана может быть использован в качестве рабочего, поскольку в определенных пределах степень его открытия зависит от давления столба жидкости и, будучи установлен вблизи забоя, он способствует поддержанию забойного давления, увеличивая расход газа при увеличении обводненности, при отложении парафина на трубах и других явлениях, приводящих к росту давления на башмаке труб. Кроме того, клапаны, управляемые давлением среды, пригодны в качестве пусковых для систем одновременной раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважины (ОРЭ), поскольку процесс освоения каждого пласта управляется независимо.
| Рисунок 8.1 – Газлифтный клапан, работающий от рабочего давления | Рисунок 8.2 –Газлифтный клапан, работающий от давления газожидкостной среды |
1 – камера; 2 – сильфон; 3 – шток: 4 –штуцерное отверстие; 5 – шаровой клапан; 6 – отверстие в седле; рр – давление рабочего агента на уровне клапана; рт – давление в среде; рнп– давление зарядки сильфона
Клапан дифференциального действия (управляемый перепадом давлений) открывается, когда перепад давлений рабочего агента и среды меньше заданного. Обязательным элементом в клапане является пружина.
Этот клапан нормально закрытый. Его целесообразно применять для периодической газлифтной эксплуатации.
В мировой практике известно, кроме описанных основных типов, много их разновидностей, в том числе клапаны с пилотным управлением, у которых давления открытия и закрытия практически совпадают (сбалансированные), с резиновым запорным органом, с гидравлическим амортизатором для гашения пульсаций и др.
7. ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН
Дебит газлифтных скважин зависит не только от продуктивности нефтяного пласта, но и от длины спущенных в скважину подъемных труб и их диаметра, количества нагнетаемого в пласт рабочего агента и противодавления на устье скважины. После пуска скважины в эксплуатацию необходимо установить режим работы скважины.
Дебит компрессорной скважины зависит не только от продуктивности нефтяного пласта, но и от диаметра и длины, спущенных в скважину подъемных труб, количества нагнетаемого в скважину рабочего агента и противодавления на устье скважины.
После спуска подъемных труб в скважину и пуска ее в эксплуатацию необходимо установить режим работы скважины. Оптимальный технологический режим работы скважины устанавливают по результатам ее исследования. Компрессорные скважины исследуют в основном методом пробных откачек. Чтобы изменить величину отбора жидкости, изменяют количество нагнетаемого в скважину рабочего агента, обычно при постоянном противодавлении на устье скважины.
Этим методом скважину исследуют следующим образом. Сначала проверяют состояние забоя скважины, чтобы убедиться, что на забое нет пробки, замеряют глубину забоя, а также дебит скважины и количество подаваемого рабочего агента, при котором скважина эксплуатировалась. Затем устанавливают режим работы скважины при минимальном расходе газа, при котором ещё происходит подача жидкости из скважины. Этот расход газа поддерживают постоянным несколько часов, для того чтобы режим работы скважины установился (признаками установившегося режима является подача жидкости без пульсации и постоянство давления в кольцевом пространстве). По прошествии этого времени, не меняя расхода газа, делают замер дебита скважины, определяют расход газа и замеряют его рабочее давление. Общая продолжительность времени замеров должна быть не менее 2 ч.Затем увеличивают подачу рабочего агента и при новом режиме повторяют те же замеры.
Обычно при исследовании компрессорных скважин дебит скважины замеряют в дневное время. По окончании замеров расход рабочего агента изменяют и оставляют скважину работать до следующего дня, затем начинают замеры, после чего переходят опять на новый режим и т. д. Количество подаваемого агента изменяют в пределах 10 – 15 % от общего количества подаваемого рабочего агента в скважину.
Дебит жидкости возрастает с увеличением расхода рабочего агента лишь до определенного предела, дальнейшее увеличение количества рабочего агента влечет за собой уменьшение дебита. Поэтому исследование скважины заканчивают после того, как следующие друг за другом режимы дадут уменьшение дебита при продолжающемся увеличении расхода рабочего агента. При исследовании определяют также изменение содержания воды в жидкости, добываемой из скважины. Для этого после каждого замера дебита жидкости отбирают пробы и отправляют их в лабораторию для определения содержания воды.
При работе газлифтных скважин нередко наблюдается пульсация, т. е. чередование выбросов жидкости и газа. Такое явление наблюдается, когда режим работы газлифтной скважины соответствует той части кривой Q(Vг) (рис. 9.1), которая лежит слева от точки оптимального режима, т. е. на левой крутой ветви кривой Q(Vг). При пульсирующем режиме работы скважины удельный расход газа может быть намного больше, чем при работе на оптимальном режиме. Одним из методов борьбы с пульсацией является установление концевого рабочего клапана.
Изменение отборов, т. е. дебитов, достигается изменением количества подаваемого газа на газораспределительном пункте или непосредственно у скважины, что приводит к изменению пропускной способности лифта. Изменение пропускной способности приводит к нарушению баланса между количеством жидкости, притекающей из пласта, и поднимаемой газлифтным подъемником из скважины. В результате жидкость либо накапливается в скважине (при двухрядном лифте), либо расходуется из затрубного пространства. Это приводит к изменению положения динамического уровня, и, следовательно, погружения и рабочего давления у башмака лифта. В соответствии с этим изменяется рабочее давление на устье и в газораспределительном пункте. После наступления нового установившегося режима работы скважины, что отмечается постоянством расхода газа, его давления и дебита скважины, на забой можно спустить манометр и замерить соответствующее данному дебиту забойное давление. Изменяя таким образом несколько раз режим работы скважины, можно получить данные об изменениях дебита, удельного расхода нагнетаемого газа, рабочего давления на устье и забойного давления. По этим данным строятся графики изменения показателей от расхода газа, по которым можно установить желаемый режим работы газлифтной скважины и, в частности, оптимальный режим. Такое исследование дает наиболее точную информацию об условиях работы скважины и, в частности, наиболее точную индикаторную линию. Однако спуск манометра – процесс трудоемкий. Поэтому часто ограничиваются измерением только рабочего давления, расхода газа, дебита и вычислением удельного расхода нагнетаемого газа при различных режимах работы скважины. Регулировку расхода газа Vг начинают с самых малых значений, при которых возможна работа скважины, и доводят ступенчато до самых больших расходов, при которых наблюдается снижение дебита. Увеличение дебита соответствует понижению давления на забое Рс, снижению динамического уровня и погружения, а следовательно, и рабочего давления у башмака НКТ Рб и на устье Рр. Поэтому кривая изменения Рр (Vг) должна иметь минимум против максимума дебита Q. Однако кривая Рр не является зеркальным отображением кривой Q, так как в характер зависимости Рр вносятся некоторые изменения за счет веса столба газа и его трения в межтрубном пространстве, а также за счет изменения плотности столба газожидкостной смеси между забоем и башмаком труб.
По полученным данным строят графики, показанные на рис. 9.1.
Рисунок 9.1 – График зависимости дебита газлифтной скважины от расхода нагнетаемого газа
Касательная, проведенная из начала координат к линии Q, определяет точку касания 1, соответствующую такому дебиту газлифтной скважины, при котором удельный расход нагнетаемого газа Rн = Vг/Q минимальный. На этом же рисунке показана кривая Rн(Vг), на которой точка 2 соответствует (Rн)min. Точка 3 на кривой Q(Vг) характеризует максимальный дебит жидкости, который может быть получен, если не накладывать никаких ограничений на расходуемое количество газа. Точка 4 на кривой Rн(Vг) соответствует удельному расходу газа при максимальной подаче газлифтного подъемника. При установлении режима работы скважины по данным ее исследования кроме дебита жидкости необходимо также учитывать рабочее давление газа, его ресурсы и к. п. д. процесса. По полученным таким способом данным можно построить индикаторную линию притока, однако достоверность ее будет тем меньше, чем больше расстояние между башмаком и забоем и чем больше пластовый газовый фактор. Дело в том, что по показанию манометра, замеряющего устьевое рабочее давление Рр, и по барометрической формуле, можно достаточно точно определить давление у башмака труб Рб. Потери давления на трение газа при его движении от устья до башмака обычно малы (при глубине скважины 1000 м, расходе газа 10000 м3/сут, диаметре обсадной колонны 168 мм, диаметре НКТ 73 мм, Ру = 5 МПа потери на трение составляют 0,07 МПа). В крайнем случае, их нетрудно определить по соответствующим формулам, используемым при расчете систем транспортирования газа по трубопроводам.
Таким образом, величина Рб определяется достаточно надежно. Для перехода от Рб к давлению на забое скважины Рс необходимо учесть гидростатическое давление в интервале между башмаком труб и забоем скважины, так как
| Рс= Рб+ ρ∙g∙(H – L) | (9.1) |
где ρ – средняя плотность ГЖС между забоем Н и башмаком труб L. Кроме того, в интервале (Н – L) происходят потери давления на трение, трубной гидравлики. Наибольшие затруднения возникают при определении ρ, и чем больше пластовый газовый фактор, тем больше погрешности в оценке средней плотности ρ на интервале Н – L. При установке на колонне НКТ нескольких дифференциальных пусковых клапанов и при изменении давления газа в подводящем газопроводе эти клапаны могут работать как рабочие. Поэтому при колебаниях давления газа или давления в пласте (например, при изменении темпа нагнетания воды в ближайшие нагнетательные скважины) поступление газа в НКТ газлифтной скважины может происходить не через башмак, а через какой-нибудь пусковой клапан, который начнет выполнять функции рабочего. Для распознавания таких самопроизвольных явлений, ведущих к нарушению установленных оптимальных режимов работы скважин, применяются чувствительные скважинные манометры и различные шумопеленгаторы. В местах притока газа наблюдается излом кривых распределения температуры вдоль НКТ, связанный с термодинамическими эффектами, происходящими при смешении пластовой жидкости с газом, проникающим из межтрубного пространства через работающий клапан. Шумопеленгатор, представляющий собой обычный микрофон, спускаемый в скважину на кабеле, непосредственно отмечает появление интенсивного шума на глубине работающего клапана.
Подобные исследования важны для выявления неработающих клапанов и их замены. Дебитометрические исследования производятся, как обычно, с помощью скважинных дебитомеров или комплексных приборов типа «Поток», замеряющих одновременно несколько параметров и их распределение вдоль вскрытой части пласта – интервала перфорации. Эти исследования важны еще и потому, что при последующем переводе скважины с газлифтного способа на ЭЦН или ШСН их осуществить будет уже нельзя, т. е. спуск подобных приборов в скважины, оборудованные этими насосами, практически невозможен.