Оборудование газлифтных скважин

Оборудование газлифтных скважин аналогично оборудованию фонтанных. На устье устанавливается упрощенная фонтанная арматура, обвязка которой зачастую позволяет подавать газ в затрубное пространство и в НКТ. На рисунке 5 приведена принципиальная схема газлифтной установки Л.

Рисунок 5. Принципиальная схема газлифтной установки Л.

1 – фонтанная арматура; 2 – скважинные камеры; 3 – газлифтные клапаны; 4 - пакер; 5 – приёмный клапан.

В настоящее время используются комплектные газлифтные установки для непрерывного компрессорного газлифта типа Л и для наклонно-направленных скважин типа ЛН. Например, Л - 60Б - 210, где 60 - условный диаметр колонны подъёмных труб, мм (60; 73; 89 мм); Б - условный наружный диаметр газлифтных клапанов (А, Б, В - соответственно диаметры 38, 25 и 20 мм); 210 - рабочее давление, кг/см²(21 МПа). Эти установки обеспечивают автоматический пуск и освоение скважин, стабильную работу в заданном режиме, возможность перехода с фонтанной эксплуатации на газлифтную без подъёма НКТ и возможность спуска в НКТ до забоя любого технологического оборудования (манометров и др.).

Установки типа Л относятся к газлифтным установкам полузакрытого типа ( после посадки пакера башмачный клапан палает на забой и полностью открывается проход колонны подъёмных труб) включают фонтанную арматуру АФКЗа – 65 - 210 и скважинное оборудование – скважинную камеру, газлифтный клапан, пакер и приёмный клапан.

В таблице 2 приведена краткая техническая характеристика газлифтных установок серии Л

Таблица 2. Основные параметры газлифтной установки серии Л

Показатель	Тип газлифтной установки
	Л-60А-210-118	Л – 60Б - 210 - 136	Л-73Б-210 - 140	Л-73А-73Б -210 - 122
Условный диаметр эксплуатационной колонны, мм	146	168	168	146 х 168
Условный диаметр колонны подъёмных труб, мм	60	60	73	73
Максимальный отбор жидкости, м3/сут	100 - 120	100 - 120	250 - 300	250 - 300
Рабочее давление, МПа	21	21	21	21
Условный диаметр газлифного клапана, мм	38	25	25	38х25
Максимальная глубина спуска, м	2500	2500	2500	5000
Масса скважинного оборудования, кг	404	221	274	447

Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию

Для ввода в работу новых и отремонтированных скважин осуществляют их пуск. Пуск скважины заключается в вытеснении жидкости газом в линии газоподачи до башмака подъёмных труб методом продавки и ввода газа в подъёмные трубы.

Пусковое давление

Перед пуском скважина (рис. 5) заполнена жидкостью (дегазированной нефтью, водой или другой жидкостью глушения). Уровень её в скважине соответствует пластовому давлению. Для общности рассмотрения принят двухрядный подъёмник.

Наибольшее давление газа, которое возникает при пуске, называют пусковым давлением Р_п. Давление закачки газа в процессе эксплуатации скважины называют рабочим давлением Р_р, причём Р_п > Р_р. Это обусловлено следующим:

- пуск осуществляется при статическом уровне h_ст, а работа - при динамическомh_д<h_ст(депрессия уровня Δh₀=h_ст–h_д); соответственно погружение труб под уровень –h₁< h;

- в подъёмных трубах уровень повышается на высоту Δh и на момент поступления газа в НКТ условное погружение составляет h+ Δh >h>h₁.

Рис. 5. Схема для расчёта пуска скважины в эксплуатацию методом продавки сжатым газом (а) и изменение давления закачиваемого газа на устье во времени при пуске (б)

При пуске вытесняемая жидкость в основном перемещается в подъёмные трубы и затрубное пространство и частично поглощается пластом. Достигнув башмака подъёмных труб, газ поступает в них, и расширяясь, всплывает.

Плотность газожидкостной смеси уменьшается, уровень её повышается до устья, после чего происходит выброс части жидкости, уровень жидкости в затрубном пространстве снижается ниже h_ст, начинается приток жидкости из пласта. При достаточном расходе газа скважина выходит на рабочий режим.

В процессе снижения уровня жидкости в линии газоподачи до башмака подъёмных труб и повышения уровня смеси в подъёмных трубах до устья давление газа на устье монотонно увеличивается до наибольшего значения Р_р. При выбросе жидкости оно резко уменьшается и после нескольких колебаний, обусловленных инерционностью потоков в системе пласт - скважина, выходит на уровень Р_рпри непрерывном и достаточном расходе газа. В «сухих» скважинах (отсутствие гидродинамической связи скважины с пластом, пласт непродуктивный) оно снизилось бы до значения потерь давления на трение газа (см. пунктирную линию на рис. 5, б).

При пуске скважины создается нарастающая во времени репрессия давления, достигающая значения

, (4)

где ρ - плотность скважинной жидкости;

g- ускорение свободного падения.

Под действием этой репрессии происходит поглощение жидкости пластом с расходом, который определяется продолжительностью продавки (темпом подачи газа), упругими процессами перераспределения давления в пласте и состоянием призабойной зоны (коэффициентом продуктивности). Если призабойная зона загрязнена, то в пласт уходит очень мало жидкости. Пренебрегая потерями давления на гидравлическое трение, можно записать пусковое давление у башмака подъёмных труб

(5)

Неизвестное повышение уровня Δh можно оценить из уравнения баланса (равенства) объёмов жидкости, вытесненной из кольцевого пространства V_к, перемещенной в сообщаемые с атмосферой трубное и затрубное пространства V_ти ушедшей в пласт V_пл:

(6)

откуда

(7)

где ψ_п=V_пл/V_к- коэффициент, характеризующий поглощение жидкости пластом (доля поглощенной жидкости от всей вытесненной).

Так как V_т= (F_т+F_з) · Δh,V_к=F_кh, то уравнение (7) запишем

(F_т +F_з) · Δh = F_к · h(1 – ψ_п) (8)

откуда

(9)

где F_t, F_k, F_з- площади поперечного сечения соответственно трубного, кольцевого и затрубного пространств.

Тогда пусковое давление

где - коэффициент, определяемый соотношением площадей сечений и долей поглощенной жидкости.

При центральной системе подачи газа в формуле (10) величины F_k иF_t следует поменять местами, а для однорядного подъёмника принимаютF_з= 0. В формуле (10) площади часто выражают через диаметры труб. Для однорядного подъёмника неучёт толщины стенки труб вносит погрешность менее 5%.

Из анализа формулы (10) следует:

- при ψ_п> 0, то есть при частичном поглощении жидкости пластом, Р_пменьше, чем при отсутствии поглощения (ψ_п= 0);

- при ψ_п= 0 определяем Р_пс расчётным запасом; в зависимости от соотношения площадей сечений применяемых труб величинаm_пможет изменяться от 1,13 до 8,49, причём большие значения соответствуют однорядному подъёмнику кольцевой системы, средние - двухрядному и наименьшие - однорядному центральной системы;

- при ψ_п→ 1 (полное поглощение)P_п→h·ρ·g; приблизиться к этому можно при очень медленных темпах подачи газа и соответственно большой продолжительности процесса продавки.

Продолжительность процесса продавки можно оценить отношением объёма кольцевого пространства V'_к= F_к·L к расходу закачиваемого газа, приведенному по уравнению Менделеева - Клапейрона к давлению и температуре в скважине. В литературе имеются более точные уравнения, описывающие изменение давления закачиваемого газа во времени с учетом поглощения жидкости пластом.

Если при пуске уровень жидкости в подъёмных трубах достигнет устья раньше, чем газ подойдет до башмака подъемных труб, и начнется перелив жидкости с противодавлением на устье P₂(например, в нефтесборную линию), то максимально возможное пусковое давление (при h +Δh =L) запишется

₍₁₁₎

Таким образом, всегда Р_п >P_{п max}.