Методы снижения пускового давления

Так как всегда Р_п > Р_р, то для пуска скважин необходимо иметь источник газа высокого давления в виде либо передвижного компрессора (аналогично как при освоении скважин), либо дополнительной газовой линии, рассчитанной на пусковое давление. Однако пусковое давление может быть очень высоким (до 30 - 50 МПа в глубоких скважинах), а создание таких давлений затруднительно из-за отсутствия компрессоров высокого давления, больших затрат на строительство газовой линии высокого давления, поэтому наиболее разумно применить методы снижения пускового давления.

Анализируя процесс пуска и формулу пускового давления, можно назвать несколько методов, основными из которых являются следующие.

1. Пусковое давление при центральной системе меньше, чем при кольцевой системе подъёмника такой же конструкции. Пусковое давление Р_п при однорядной конструкции снижают в 7,5 раз, а при двухрядной - на 11 %. Следовательно, целесообразно пуск осуществлять при центральной системе, а затем для работы произвести обратное переключение на кольцевую систему.

2. Выше показано, что при пуске скважины создается репрессия давления, которая обусловливает поглощение жидкости пластом. Поддерживая репрессию, можно обеспечить продавку в пласт большей части жидкости. Из рисунка 5 следует, что при этом давление Р_ко, создаваемое компрессором, должно превышать статическое давление у башмака подъёмных труб:

(12)

Ускорить процесс продавки жидкости в пласт и несколько уменьшить требуемое давление компрессора Р_ко, можно путем последующего закрытия задвижки на кольцевом пространстве и подачи газа в трубное и затрубное пространство, где уровень до этого повысился. Это позволит увеличить репрессию почти в 2 раза. Целесообразно далее разрядить давление газа в скважине и снова аналогично повторить процесс продавки.

3. Более быстро можно осуществить процесс с применением пусковых отверстий. Сущность метода состоит в том, что на подъёмных трубах заблаговременно создают (сверлят) так называемые пусковые отверстия на определенных расстояниях от устья и между собой.

При закачке газа в кольцевое пространство уровень снижается до первого отверстия и часть газа через него поступает в. подъёмные трубы. В трубах образуется газожидкостная смесь, уровень её повышается и частично жидкость выбрасывается из скважины (аналогично работе газлифтной скважины при подаче газа через башмак, установленный на уровне первого отверстия). Так как через отверстие в трубы поступает только часть закачиваемого газа, то давление газа в кольцевом пространстве остается высоким. В трубах по мере выброса жидкости давление на уровне отверстия уменьшается. Поэтому равенство давлений в трубах и кольцевом пространстве восстанавливается дальнейшим снижением уровня жидкости в кольцевом пространстве до второго отверстия. Это снижение уровня зависит от давления Р_ко и плотности газожидкостной смеси в трубах (расхода перетекающего в трубы газа). Если давление в трубах снизится ниже пластового давления Р_пл, то будет происходить приток жидкости из пласта в скважину. Тогда вместо барботажа в скважине будет осуществляться обычное лифтирование.

При поступлении газа через второе отверстие процесс снижения давления и уровня жидкости повторится. Причём снижение уровня замедляется, так как часть расхода газа уходит в трубы через первое отверстие. Таким образом, уровень жидкости можно снизить до башмака подъёмных труб, после чего газлифт перейдет на нормальную работу.

4. Разработано много других практических приёмов преодоления трудностей, связанных с возникновением высоких пусковых давлений - последовательный допуск труб, предварительное понижение уровня жидкости в скважине путём поршневания или тартания желонкой и др.

Основной метод снижения пусковых давлений - применение пусковых газлифтных клапанов, которые для нормальной работы газлифта перекрывают пусковые отверстия. Необходимость их перекрытия вызвана повышенным расходом газа и уменьшением коэффициента полезного действия на величину до 10 %, так как часть энергии расходуется на дросселирование в отверстиях и уменьшается устьевое давление Р₂ вследствие роста плотности смеси в нижней части подъемника из-за меньшего расхода газа.

Пуск скважины с использованием пусковых газлифтных клапанов заключается в снижении уровня жидкости в кольцевом пространстве путем ввода в подъёмные трубы закачиваемого газа через последовательно расположенные на них газлифтные пусковые клапаны, и последующем выводе скважины на рабочий режим. Главная особенность работы клапанов в отличие от отверстий заключается в том, что в момент поступления газа в подъёмные трубы через каждый последующий клапан закрывается предыдущий.

При работе скважины на заданном технологическом режиме газ подают в подъёмные трубы через нижний рабочий газлифтный клапан (или башмак НКТ, рабочую муфту) при закрытых верхних пусковых клапанах. Установка газлифтных клапанов вместо пусковых отверстий возможна только при однорядной конструкции подъёмника.

Газлифтные клапан

В настоящее время известно много различных типов газлифтных клапанов. Их классифицируют по различным признакам:

- по назначению различают пусковые и рабочие клапаны. Первые применяют для пуска газлифтных и освоения фонтанных скважин. Рабочие клапаны служат для подачи газа при нормальной работе, оптимизации режима работы скважины путем ступенчатого изменения глубины ввода газа в НКТ и периодической подачи газа в НКТ при периодической газлифтной эксплуатации;

- по способу крепления в НКТ имеются клапаны:

а) наружные (стационарные), которые крепятся на колонне НКТ снаружи, для их замены или регулировки извлекают из скважины всю колонну НКТ (рис. 6, а, в, г);

б) внутренние (съёмные)- крепятся внутри скважинных газлифтных камер, имеющих эллиптическое сечение (рис. 6, б); их устанавливают и извлекают с помощью канатной техники;

Рис. 6. Схемы газлифтных клапанов:

1 - сильфонная камера; 2 - шток; 3 - отверстия для ввода газа в сильфонный клапан и в газлифтную камеру; 4 - клапан; 5 - штуцерное отверстие; 6 - сальник; 7 - скважинная газлифтная камера; 8 - основной (верхний) штуцер; 9 - отверстия для ввода газа в пружинный клапан; 10 - шток с двумя (верхней и нижней) клапанными головками; 11 - пружина; 12 - вспомогательный (нижний) штуцер; 13 - гайка; 14 - насосно-компрессорные трубы; 15 - эксплуатационная колонна.

- по принципу действия выделяют клапаны: а) управляемые давлением либо газа в затрубном пространстве (см. рис 6, а, б), либо жидкости в НКТ (см. рис. 6, в); б) дифференциальные, которые открываются и закрываются в зависимо­сти от перепада давлений в затрубном пространстве и в НКТ на уровне клапана (см. рис. 6, г);

- по конструктивному исполнению различают сильфонные (см. рис. 6, а, б, в), пружинные (см. рис. 6, г) и комбинированные клапаны.

Сильфонные клапаны работают либо от давления в кольцевом (затрубном) пространстве Р_к (см. рис. 6, а, б), либо от давления в трубах Р_тр (см. рис. 6, в). Их отличительный элемент - сильфонная камера 1, заряженная азотом до давления Р_с. Так как давление Р_с повышенное, то клапан нормально закрыт. Гофрированная стенка сильфона обеспечивает перемещение штока с клапанной головкой.

Пружинный газлифтный клапан (см. рис. 6, г) относится к дифференциальному типу. Отличительным элементом его является пружина 11, которая держит шток прижатым к вспомогательному (нижнему) штуцеру 12. При этом клапан нормально открыт. Расход газа через клапан (пропускная способность) регулируется числом или размером отверстий 9.

Упругими элементами комбинированных клапанов служат сильфон и цилиндрическая пружина, воспринимающая на себя часть нагрузки. Это обеспечивает большую чувствительность клапана к изменениям давления при открытии и закрытии.

Наибольшее применение нашли съемные сильфонные газлифтные клапаны типа Г, например, Г-38, Г-38Р, где цифра указывает условный наружный диаметр клапана (в мм), буква Р - рабочий клапан (без буквы Р - пусковой). Их применение обеспечило возможность пуска скважин при давлениях, превышающих рабочее давление на 0,6 – 1,0 МПа, то есть почти при рабочих давлениях. Клапаны устанавливают в карманы скважинных газлифтных камер, где они фиксируются кулачковым фиксатором, подпружиненной втулкой или фиксирующей цангой. Для уплотнения клапана в кармане предусмотрены верхняя и нижняя посадочные поверхности, а для входа закачиваемого газа - перепускные отверстия.

Регулирование режима закачки газа осуществляется сменными дросселями, а герметизация клапана в кармане - манжетами. Газлифтный клапан включает в себя также обратный клапан, предназначенный для предупреждения перетока жидкости из подъёмных труб в затрубное пространство.

Эти клапаны извлекаются из скважины и устанавливаются без её глушения набором инструментов канатной техники. Для проведения ремонтных работ в кармане устанавливается циркуляционная пробка, а при необходимости заглушить перепускные отверстия - глухая пробка.