Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 [ 68 ] 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121

паны, управляемые давлением в подъемных трубах, используются для подъема продукции из низкопродуктивного пласта. Клапаны, управляемые давлением в обсадной колонне с высокой пропускной способностью, используются для подъема жидкости из высокопродуктивного пласта. Частота циклов эксплуатации высокопродуктивного пласта контролируется с поверхности. Процесс эксплуатации другого пласта должен контролироваться клапанами, управляемыми давлением в подъемных трубах. При этом первоначальная высота h должна быть достаточной, чтобы вызвать открытие клапанов при подъеме жидкости без повышения давления на устье до значения, при котором клапан закрывается. 2. Оба пласта эксплуатируются при помощи клапанов, управляемых давлением в обсадной колонне. Такое решение принимается, если забойные давления в пластах незначительны или если давление на устье скважины в процессе эксплуатации увеличивается настолько, что не может быть и речи о применении клапанов, управляемых давлением в подъемных трубах. Давления открытия рабочих клапанов, установленных в различных колоннах, должны иметь различные значения. Клапан с низким давлением может открываться и при добыче продукции, например из зоны А, в то время как другой клапан остается закрытым. Когда клапан с высоким давлением открытия сработает, чтобы поднять жидкость из зоны Б, то поверхностный контроллер перекроет выкидную линию зоны А. Подъемная колонна зоны А наполняется нагнетаемым газом, который, однако, не будет иметь выхода. Как только из пласта Б прекратится отбор жидкости, выкидная линия пласта А автоматически скроется; в этом случае газовый поток может двигаться, не производя полезной работы. Потеря этого газа будет в меньших количествах, если применить клапан с более высоким давлением открытия для эксплуатации пласта с более низкой частотой циклов.

В конструкции, показанной на рис. 2.4-38, оба продуктивных пласта могут эксплуатироваться независимо или непрерывным, или периодическим газлифтом. В скважину в этом случае спускают три подъемные колонны. В нижний пласт газ нагнетается через затрубное пространство /, а в верхний - через затрубное пространство 2. В связи с тем что для такой конструкции скважины требуется большой объем труб, стоимость скважины по этой схеме более высокая, чем в предыдущей конструкции. Кроме того, при данном диаметре обсадной колонны в скважину спускают и колонну насосно-компрессорных труб меньшего диаметра.

При раздельной эксплуатации двух продуктивных пластов одной скважиной один из пластов может эксплуатироваться фонтанным способом, а другой - газлифтным. Конструкция упрощается по сравнению с описанной. Раздельная эксплуатация двух пластов экономичнее, если один пласт чисто газовый, а другой нефтяной, эксплуатируемый газлифтным способом. В благоприятных случаях газ из газового пласта можно использовать для нагнетания в нефтяной, эксплуатируемый газлифтным способом.

В этом случае возможно несколько видов конструктивных решений (в зависимости в основном от того, какая зона залегает глубже, а так-

же от возможности добычи газа по затрубному пространству или по отдельной колонне труб).

б) Камеры замещения

Камера замещения, представляющая собой цилиндр большого диаметра, присоединяемый к башмаку подъемных труб, предназначена для повышения эффективности процесса периодического газлифта. Использование такой камеры при данном удельном расходе нагнетаемого газа вызывает снижение забойного давления и, следовательно, повы-

Дчаме/пр лам£ри,им

Рис. 2.4-39. Номограмма для определения диаметра камеры замещения в зависимости от параметров <2, Пд и q«

Рис. 2.4-38. Конструкция газлифтной скважины для раздельной эксплуатации двух продуктивных зон одной скважиной (второй тип)

шение производительности скважины по сравнению с обычной установкой. Кроме того, преимущество применения этой камеры становится очевидным при низком забойном давлении и большом диаметре обсадной колонны. По сравнению с использованием обычного оборудования тем же объемом нефти создается меньшее давление на пласт.

Пример 2.4-11. В скважине, характеризуемой данными, приведенными в примере 2.2-8, примем, что накопление жидкости происходит в камерах с диаметрами, изменяющимися от 50 до 150 мм, При подъемных трубах неизменного диаметра й - 1Ъ мм. Следует определить время, требуемое для накопления 0,849 нефти,

а также среднее забойное давление за весь период эксплуатации скважины и ее суточный дебит.

Значение /1сум, соответствующее различным диаметрам камер, можно вычислить по зависимости 5камЛсум=0,849. Для упрощения примем: Ап= (90/281)Асум=0,320/гсум

и Рг.ст = 0.

Арз. 1 и Арз. 2 можно определить по уравнениям (2.4-24) и (2.4-25) соответственно. Если известны эгги величины, время, необходимое для накопления нефти, можно найти по уравнению (2.4-21 а), среднее значение депрессии на пласт -по уравнению (2.4-22), а суточный дебит нефти - по уравнению (2.4-23). СЗсновные данные расчетов приведены в табл. 2.4-10. Отметим, что в соответствии с предыдущим примером

Таблица 2.4-10

забойное давление взято выше на 0,25 МПа, чем давление у башмака подъемных труб.

Из рис. 2.4-39 видим, что время накопления нефти уменьшается, а число циклов и дебит увеличиваются с увеличением диаметра камеры. В рассматриваемом случае при диаметре камеры, равном 0,1 м, дебит увеличивается на (36,3-32,8) =3,5 м/сут, т. е. на 11% по сравнению с обычной конструкцией скважины с 73-мм подъемными трубами (£?b=0,062 м). С увеличением камеры до 150 мм суточная добыча нефти увеличивается только на 0,8 м\ т. е. на 2,4 7о от начальной добычи. Если среднее забойное давление в установках с камерой замещения данного диаметра снижается, то при неизменных других эксплуатационных параметрах необходимо снизить добычу н.п.г за цикл. Однако это вызовет увеличение удельного расхода нагнетаемого газа.

На рис. 2.4-40 показаны пять современных вариантов оборудования скважины с камерами замещения. Общие признаки их конструктивного исполнения следующие; 1) нагнетание газа контролируется контроллером циклов, установленным на поверхности; 2) в верхней части камеры предусмотрено отверстие или выпускной клапан для выпуска пластового газа, аккумулируемого между циклами работы лифта; 3) камера практически спускается до забоя скважины; 4) сжатый газ, нагнетаемый в верхнюю часть камеры, входит в подъемные трубы только после вытеснения всей жидкости газом.

Контроллер циклов необходим в каждом случае, так как жидкость не будет подниматься выше клапана /, в результате чего давление в конце накопления жидкости не будет выше, чем в начале процесса. Клапан 1 открывается при периодическом нагнетании газа с поверхности и остается открытым до тех пор, пока давление в обсадной колон-