Материал: Курс лекций Томск 2002 Эксплуатация нефтяных и газовых скважин введение общая характеристика нефтяной залежи

Далее рассчитывается также по шагам вторая кривая распределения Р(х), начиная от давления на устье, которое должно быть задано (рис. 9.15, кривая 2) по методу сверху вниз. Для построения второй кривой Р(х) принимается заданный дебит Q и другие параметры, которые использовались при расчете первой кривой Р(х). Однако расчетный газовый фактор Гр принимается с учетом удельного расхода нагнетаемого с поверхности газа Rн, т. е. Гр=Го+Rн.

Рис. 9.16. Графический метод определения глубины ввода газа в лифтовые трубы при

4-х значениях удельного расхода нагнетаемого газа
Величиной Rн можно задаться, исходя из реальных возможностей или технологических соображений. Если в последующем окажется, что принятый для расчета удельный расход нагнетаемого газа Rн дает неприемлемые результаты, то задаются другими Rн. Таким образом, вторая кривая Р(х) рассчитывается по тому же дебиту, что и первая, но для увеличенного газового фактора Гр=Го+Rн. Расчет и построение второй линии продолжаются до тех пор, пока обе линии (1 и 2) не пересекутся (рис. 9.15, точка а). Проекция этой точки на ось ординат определяет глубину ввода газа в НКТ Lг, а на ось абсцисс дает рабочее давление нагнетаемого газа у башмака Рб.

Зная закон изменения давления газового столба и пренебрегая потерями на трение при движении газа по межтрубному пространству (рис. 9. 15, кривая 3), которые малы, можно определить рабочее давление нагнетаемого газа на устье Рp. Например, при использовании упрощенной формулы (9.53), решая ее относительно давления на устье, получим

В данном случае Рр и Рб - абсолютные давления. Увеличение удельного расхода газа Гр приводит к уменьшению средней плотности ГЖС и градиента давления в трубах; это равносильно перемещению точки а (см. рис. 9.15) влево и вверх по линии 1 и, наоборот, уменьшение Гр увеличивает плотность и давление внизу подъемника и передвигает точку а вправо и вниз по линии 1. Из рис. 9.15 можно также видеть, что уменьшение Гр приводит к увеличению глубины ввода газа в НКТ, т. е. величины Lг, и увеличению рабочего давления. Увеличение Гр, наоборот, уменьшает рабочее давление и глубину места ввода газа в НКТ. Определенное по графику рабочее давление Рб и принятый удельный расход нагнетаемого газа Rн случайны и не всегда могут соответствовать технологическим возможностям эксплуатации. Для более обоснованного выбора режимных параметров работы газлифтной скважины при заданном дебите Q необходимо получить результат для нескольких Rн. С этой целью вычисляются и строятся несколько кривых распределения давления Р(х) для нескольких разумно выбранных значений Rн, а следовательно, и Гр, но для одного заданного дебита Q (рис. 9.16).

Для получения более надежных результатов и их анализа необходимо принять не менее четырех значений Rн и построить столько же кривых Р{х). Все кривые Р{х) рассчитываются по методу сверху вниз для заданного дебита Q и строятся из одной общей точки Ру. От точки Рс, как и прежде, строится линия распределения давления Р(х) для пластового газового фактора Го и заданного дебита Q (рис. 9.16, кривая 5). Пересечения кривых Р(х), построенных из точки ру, с нижней кривой Р(х) (точки 1, 2, 3, 4) дадут глубины ввода газа в НКТ Lг1, Lг2, Lг3, Lг4 и соответствующие им рабочие давления у башмака Рб1, Рб2, Рб3, Рб4.

В дополнение к этим данным будем иметь четыре значения для удельного расхода нагнетаемого газа: Rн1 для кривой 1; Rн2 для кривой 2; Rн3 для кривой 3 и Rн4 для кривой 4. Поскольку с уменьшением расхода газа градиент давления растет и, следовательно, наклон линии Р(х) увеличивается, то можно сделать вывод о следующем соотношении:

В результате таких расчетов получится совокупность данных, состоящая из нескольких значений Rн и соответствующих им значений Lг и Рб. Эти данные могут быть дополнены новыми важными данными об удельной энергии, расходуемой на подъем единицы массы или объема жидкости при различных режимах работы газлифта. Поскольку подъем происходит частично за счет пластовой энергии, обусловленной давлением на забое и пластовым газовым фактором, а частично за счет энергии, вводимой в скважину с поверхности и определяемой давлением нагнетаемого газа и удельным расходом нагнетаемого газа, то при оценке удельной энергии, затрачиваемой на подъем жидкости, представляет интерес только та энергия, которая затрачивается на поверхности в виде работы компрессорной станции при сжатии газа до определенного давления. Пластовая энергия хотя и расходуется на подъем жидкости, но в данном случае не должна учитываться. Газ в скважину нагнетается при рабочем давлении на поверхности. Поэтому указанная выше совокупность данных должна быть дополнена сведениями о рабочих давлениях на устье скважины Рp1, Рp2, Рp3, Рp4, соответствующих четырем значениям Rн. Величины Рр вычисляются, как и п предыдущем случае (см. рис. 9.15), по формуле (9.60).

Рис. 9.17. Зависимости рабочего давления Рр (1), глубины вводов газа Lг (2) и удельной

энергии W (3) от удельного расхода нагнетаемого газа Rн для заданного дебита жидкости Q

Знание рабочих давлений на устье скважины позволит определить удельную энергию на подъем жидкости для сравнительной оценки возможных режимов скважины с энергетической точки зрения, если предположить изотермическое расширение газа в НКТ, а энергию газа, выделяющегося дополнительно из жидкости, не учитывать, так как она относится к естественной пластовой энергии. В таком случае удельную энергию, отнесенную к 1 м³ жидкости, можно определить по формуле для изотермического процесса

Применяя эту формулу для нашего случая и учитывая при этом, что газ расширяется при некоторой средней абсолютной температуре в НКТ Тср, что газ реальный, т. е. его сжатие или расширение характеризуется поправочным коэффициентом zср, а также что на подъем 1 м³ жидкости расходуется Rн м³ газа при стандартных условиях Ро и То, можно формулу (9.61) переписать следующим образом:

В этой формуле zcp определяется для среднего давления в скважине Рср = (Рр+Ру)/2 и средней температуры Тср. Заметим, что в формуле (9.62) давления должны быть взяты в абсолютных единицах. Определяя удельную энергию по формуле (9.62) для рассматриваемых четырех режимов, получим четыре значения удельной энергии.

В результате получим следующую совокупность данных:

удельный расход нагнетаемого газа Rн1, Rн2, Rн3; Rн4;

рабочее давление Рр1, Рр2, Рр3, Рр4;

глубина ввода газа Lг1, Lг2 Lг3, Lг4;

удельная энергия W1, W2, W3, W4;

рабочее давление у башмака Рб1, Р62, Рб3, Р64.

По этим данным можно построить различные графические зависимости, которые позволят выбрать режим работы газлифта, отвечающий техническим возможностям промысла. Если учитывать главные режимные параметры - расход газа и его давление, то достаточно построить график Рp = f(Rн) (рис. 9.17). Через нанесенные на график четыре точки проводим плавную кривую 1, которая позволит выбрать любой промежуточный режим, лежащий между расчетными точками. График должен быть дополнен кривой зависимости Lp = f(Rн) (рис. 9.17, кривая 2). Если при выборе режима работы газлифта должны быть приняты во внимание энергетические условия, то на тот же график необходимо нанести кривую W = f(Rн). Этот график может иметь минимум (рис. 9.17, кривая 3). Построение таких графиков позволяет выбрать любой промежуточный режим,

отличающийся от расчетных, и установить параметры оптимального режима работы газлифта, отвечающего минимальной удельной энергии. Как видно из рис. 9.17, минимуму W соответствуют оптимальные рабочее давление Рроп, расход газа Rноп и глубина спуска башмака или установки рабочего клапана Lгoп.

9.8. Оборудование газлифтных скважин

Арматура, устанавливаемая на устье газлифтных скважин, аналогичная фонтанной арматуре и имеет то же назначение - герметизацию устья, подвеску подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачивания газа, операций по промывке скважины и пр.

На газлифтных скважинах часто используется фонтанная арматура, остающаяся после фонтанного периода эксплуатации, но обычно применяется специальная упрощенная и более легкая арматура, поскольку возможные неполадки в ней не угрожают открытым фонтаном. Часто арматуру приспосабливают для нагнетания газа либо только в межтрубное пространство, либо в центральные трубы. Когда эксплуатация газлифтных скважин сопровождается интенсивным отложением парафина, арматура устья дополнительно оборудуется лубрикатором, через который в НКТ вводится скребок, спускаемый на проволоке для механического удаления парафина с внутренних стенок труб. Для борьбы с отложением парафина применяются и другие методы, как, например, остеклованные или эмалированные трубы, на гладкой поверхности которых парафин не удерживается и уносится потоком жидкости. На устье газлифтных скважин устанавливается регулирующая аппаратура - обычно клапан-регулятор давления с мембранным исполнительным механизмом, регулирующим давление после себя, для поддержания постоянного давления нагнетаемого в скважину газа, так как в магистральных линиях часто наблюдаются колебания давления, нарушающие нормальную работу скважин, а иногда вызывающие и их остановку. В системах централизованного газоснабжения регуляторы давления, различные расходомеры, а также запорная арматура устанавливаются на газораспределительных пунктах (ГРП). При такой централизации контроля и управления за работой газлифтных скважин улучшается надежность и качество их обслуживания.

Рис. 9.18. Последовательность операций при извлечении газлифтного клапана

из кармана эксцентричной камерыс помощью канатной техники
Важнейшим достижением в области газлифтной эксплуатации было создание н освоение так называемой техники и технологии спуска н извлечения газлифтных клапанов через НКТ, устанавливаемых в специальных эксцентричных камерах, размещенных на колонне насосно-компрессорных труб на расчетных глубинах. Это исключило необходимость извлечения колонны труб для замены пусковых или рабочих клапанов при их отказе или поломке.

В расчетных местах на колонне труб устанавливаются специальные эксцентричные камеры с карманом для ввода в него газлифтного клапана. В посадочном кармане спускаемый в него клапан уплотняется с помощью верхних и нижних колец из нефтестойкой резины и стопорной пружинной защелки. На внешней стороне эксцентричной камеры в месте расположения клапана между его уплотнительными кольцами делаются сквозные отверстия. Через эти отверстия газ из межтрубного пространства проходит в посадочный карман, а затем через боковые отверстия в самом клапане и его седло - в насосно-компрессорные трубы. Эксцентричная камера делается таким образом, что проходное сечение колонны труб и их соосность полностью сохраняются. В верхней части эксцентричной камеры (рис. 9.18) устанавливается специальная направляющая втулка, ориентирующая инструмент, на котором спускается клапан так, чтобы он при отклонении точно попадал в посадочный карман. На нижнем конце сборки посадочного инструмента имеется захватное пружинное устройство, которое освобождает головку клапана после его посадки в карман. Посадочный инструмент, имеющий шарнирные соединения, после того как он будет правильно ориентирован направляющей втулкой, переламывается в этих шарнирных соединениях с помощью пружинных устройств с тем, чтобы продольная ось спускаемого клапана совпала с продольной осью посадочной камеры. Посадочный инструмент спускается в НКТ на стальной проволоке диаметром от 1,8 до 2,4 мм через устье скважины.

Клапаны извлекаются также с помощью канатной техники. Для этого в скважину спускается экстрактор, который, попадая в эксцентричную камеру, после последующего небольшого подъема ориентируется там направляющей втулкой в плоскости посадочной камеры клапана. После ориентации экстрактора его звенья под действием пружин переламываются в сочленениях так, что становятся в положение перед ловильной головкой клапана. Захватное пружинное приспособление на конце экстрактора при посадке на ловильную головку клапана захватывает ее и при подъеме вырывает сам клапан из посадочной камеры.

Для замены газлифтных клапанов в эксцентричных камерах или установки вместо газлифтных клапанов просто заглушек, не прибегая при этом к глушению или остановке скважины, на устье скважины устанавливается специальное оборудование устья газлифта ОУГ-80Х350 с проходным диаметром 80 мм и рассчитанное на давление 35 МПа, представляющее собой лубрикатор особой конструкции (рис. 9.19). На фланец верхней крестовины 1 газлифтной арматуры или на фланец буферной задвижки устанавливается малогабаритный перекрывающий механизм - превентор 2 с ручным приводом, имеющий эластичные (резиновые) уплотняющие элементы, с помощью которых можно перекрыть скважину даже в том случае, когда в ней остается проволока. На превентор с помощью быстросъемных соединений крепятся секции лубрикатора 3, на верхнем конце которого имеется сальник 4 для пропуска проволоки 5 или тонкого каната и ролик 6. Внизу арматуры укрепляется натяжной шкив 7, через который канатик направляется на барабан лебедки с механическим приводом. Параллельно лубрикатору крепится небольшая съемная мачта 8 с полиспастом 9 для облегчения поднятия и сборки лубрикатора и ввода в него необходимого инструмента или извлечения поднятых клапанов. Натяжной шкив связан механически с датчиком 10, преобразующим силу натяжения канатика в электрические сигналы, передаваемые по кабелю 11 на индикаторное устройство. Датчик показывает натяжение канатика и дает информацию о захвате и извлечении газлифтного клапана из посадочной камеры. Вообще при использовании канатной техники по натяжению канатика можно судить о проводимых операциях на глубине. В связи с этим точности определения натяжения канатика, предотвращению его обрыва придается особое значение при использовании канатной техники. В качестве привода для барабана лебедки используется гидравлический двигатель для более точного и плавного осуществления этих операций.

Рис. 9.19. Устьевой лубрикатор для спуска и подъема газлифтных

клапанов с помощью канатной техники
Газлифтные клапаны устанавливаются и извлекаются с помощью гидравлической лебедки, смонтированной в кузове микроавтобуса, либо на специальной раме, переносимой вертолетом при использовании на заболоченных территориях. Такой агрегат (ДГТА-4) разработан проектной организацией Азинмаша. Агрегат смонтирован на шасси автомобиля УАЗ-452 и состоит из масляного насоса с приводом от двигателя автомобиля, двухскоростной лебедки с приводом от гидродвигателя, системы гидрооборудования, включающей клапанные и золотниковые устройства, а также гидросистему управления лебедкой. Перед оператором в кабине установлены индикатор натяжения проволоки и указатель глубины.

Гидродвигатель лебедки может работать как насос в режиме торможения и может быть полностью остановлен перекрытием соответствующих клапанов. Агрегат применяется для работ по установке и извлечению газлифтных клапанов в скважинах глубиной до 4600 м при диаметре проволоки до 2,5 мм, а также для спуска измерительных приборов при исследовании скважин глубиной до 7000 м с проволокой 1,8 мм. Скорость подъема инструмента регулируется от 0,2 до 16 м/с. Номинальная мощность гидродвигателя лебедки 27,2 кВт. Гидронасос масляный шестеренчатого типа развивает давление до 13 МПа при подаче 0,0025 м

Источник: https://tut-files.ru/previewfile/45071

Смотрите также:







Изложение содержания дела, по которому приняты судебные постановления
_-___-~1
_1-тема-СтрМетал
_10_Эмиль Золя для эл версии