Эксплуатация и оптимизация газлифта

Қысқаша негізгісі

Главные признаки — давление газа на устье затрубья, давление в НКТ на устье, расход газа и дебит. Давление газа, пересчитанное к глубинам клапанов и сравненное с их давлениями открытия и закрытия, показывает, какие клапаны могут быть открыты.
Где газ входит на самом деле, показывает замер давления и температуры по стволу работающей скважины: выше точки ввода давление растёт медленно, ниже — по весу жидкости. Излом не у скважинной камеры — признак отверстия в НКТ.
Пульсации затрубья — результат обратной связи: затрубье запасает газ, а через рабочий клапан в докритическом режиме проходит тем больше газа, чем ниже давление в НКТ. Её разрывают критическим течением через рабочий клапан и достаточным расходом газа; просто прикрыть газ на устье — значит приблизить скважину к неустойчивой области.
Ограниченный газ делят так, чтобы предельные отдачи скважин, получающих газ, были равны; скважину, которой нужен минимум газа, сравнивают «с ним и без него». Выигрыш против дележа поровну — проценты, тем больше, чем меньше газа.
Ограничения системы меняют решение: при пределе по воде выгоднее остановить самую обводнённую скважину, чем урезать газ всем; давление в сепараторе — компромисс между противодавлением на скважины и производительностью компрессора.
С годами газа нужно больше, а нефти он даёт меньше: распределение пересчитывают регулярно, а режим, глубину ввода и способ подъёма пересматривают.

Негізгі қатынастар

p_{\text{г}}(H) = p_{\text{г,у}}\exp\dfrac{0{,}03418\,\gamma_{\text{г}}H}{\bar Z\bar T}

давление газа у клапана по давлению на устье — для проверки, какие клапаны открыты

V_{\text{ст}} = V_{\text{з}}\,\dfrac{\bar p}{p_{\text{ст}}}\,\dfrac{T_{\text{ст}}}{\bar T}\,\dfrac{1}{\bar Z},\qquad \dfrac{\dd\bar p}{\dd t} = \bar p\,\dfrac{q_{\text{вх}} - q_{\text{вых}}}{V_{\text{ст}}}

запас газа в затрубье и скорость изменения давления в нём

\dfrac{\partial q_{o,i}}{\partial q_{\text{г},i}} - \mu\,\dfrac{\partial q_{w,i}}{\partial q_{\text{г},i}} = \beta

распределение газа при пределе по воде: у воды своя «цена» $\mu$

Жиі қателіктер

Считать, что ровное давление газа на устье означает ввод через рабочий клапан.
Гасить пульсации, прикрывая газ на устье.
Делить газ поровну или «по потребности» скважин.
Укладываться в предел по воде, урезая газ всем скважинам понемногу.
Доверять распределению, рассчитанному по давно не проверенным испытаниям скважин.

Сабақтан кейін сіз

перечислить, что измеряют на газлифтной скважине и что каждый замер говорит о работе клапанов;
по давлению газа на устье и паспорту установки определить, через какие клапаны может идти газ;
найти по замеру давления по стволу точку ввода газа и отличить неполадку клапана от негерметичности НКТ;
объяснить, почему газлифтная скважина пульсирует, оценить запас газа в затрубье и выбрать способ устранить пульсации;
распределить ограниченный газ между скважинами месторождения с учётом минимальных расходов и предела по воде и оценить выигрыш против простых правил;
учесть сеть и компрессор: как давление в сепараторе меняет и скважины, и объём газа; что меняется с годами.

Наблюдение: что измеряют и что это говорит

Газлифтная скважина почти ничего не скрывает, если знать, куда смотреть. Каждый день, а на современных промыслах непрерывно, записывают давление газа на устье затрубья, давление в НКТ на устье (буферное), расход газа на скважину — его меряют на газораспределительной батарее — и температуру продукции на устье. Периодически скважину испытывают через замерный сепаратор, снимают её характеристику на нескольких расходах газа, спускают в работающую скважину глубинный прибор и меряют уровень жидкости в затрубье эхолотом (динамический уровень). Эталон для сравнения — модель скважины, проверенная по этим замерам: что скважина должна давать при таком газе и таком давлении.

Замеры на газлифтной скважине

Замер: Давление газа на устье затрубья
Что показывает: через какой клапан идёт газ, устойчив ли режим
Признаки неполадок: выше проектного — газ идёт и через пусковой клапан; ниже — отверстие в НКТ или размытый клапан; колебания — пульсации или перебросы между клапанами

Замер: Давление в НКТ на устье
Что показывает: противодавление, пульсации потока
Признаки неполадок: растёт — сепаратор, выкидная линия, штуцер, парафин; колеблется — пульсации

Замер: Расход газа на скважину
Что показывает: сколько газа реально подано
Признаки неполадок: уход от уставки, ошибки расходомера, гидраты в линии

Замер: Испытание через замерный сепаратор
Что показывает: жидкость, обводнённость, газ всего
Признаки неполадок: газ всего минус газ пласта не равен закачанному — ошибка замера или утечка

Замер: Давление и температура по стволу
Что показывает: где входит газ, градиенты
Признаки неполадок: излом не у камеры — отверстие в НКТ; два излома — газ входит в двух местах

Замер: Уровень в затрубье (эхолот)
Что показывает: до какой глубины затрубье освобождено от жидкости
Признаки неполадок: уровень выше рабочего клапана — газ до него не дошёл

Замер	Что показывает	Признаки неполадок
Давление газа на устье затрубья	через какой клапан идёт газ, устойчив ли режим	выше проектного — газ идёт и через пусковой клапан; ниже — отверстие в НКТ или размытый клапан; колебания — пульсации или перебросы между клапанами
Давление в НКТ на устье	противодавление, пульсации потока	растёт — сепаратор, выкидная линия, штуцер, парафин; колеблется — пульсации
Расход газа на скважину	сколько газа реально подано	уход от уставки, ошибки расходомера, гидраты в линии
Испытание через замерный сепаратор	жидкость, обводнённость, газ всего	газ всего минус газ пласта не равен закачанному — ошибка замера или утечка
Давление и температура по стволу	где входит газ, градиенты	излом не у камеры — отверстие в НКТ; два излома — газ входит в двух местах
Уровень в затрубье (эхолот)	до какой глубины затрубье освобождено от жидкости	уровень выше рабочего клапана — газ до него не дошёл

Признаки подсказывают, где искать; причину подтверждают замером по стволу или расчётом по модели скважины.

Записи давлений и расходов полезны, только если им можно верить. Расходомеры газа на батарее проверяют по испытаниям: газ, который дал замерный сепаратор, минус газ пласта (газовый фактор, умноженный на дебит нефти) должен совпадать с закачанным. Расхождение в десятки процентов почти всегда означает неисправный замер, а не загадочную скважину.

Какой клапан пропускает газ: проверка по давлению на устье

Пусковые клапаны, управляемые давлением газа, открываются и закрываются по давлению газа у клапана (баланс сил). Паспорт установки (паспорт и проверки проекта) даёт для каждого клапана давление открытия на устье (при давлении в НКТ по расчётной линии) и давление азота — оно же давление закрытия у клапана. Давление газа на устье пересчитывают к глубине каждого клапана по формуле газового столба и сравнивают: клапан, давление открытия которого на устье ниже измеренного давления, открылся; открытый клапан остаётся открытым, пока давление газа у него выше давления азота.

Давление на устье равно проектному и ровное — газ, скорее всего, входит через рабочий клапан. Подтвердить можно только замером по стволу: при отверстии в НКТ на подходящей глубине давление может оказаться таким же.
Выше проектного — рабочий клапан пропускает меньше газа, чем подаётся (забит, отверстие слишком мало, газа подали больше), и давление поднялось до открытия нижних пусковых клапанов: газ входит в трубы в двух местах.
Дошло до давления системы, газ почти не идёт — газ не может пройти вниз: верхний клапан закрылся, а следующий не открылся. Так бывает при пуске, если клапаны настроены без запаса, или когда скважина прогрелась и давление азота в камерах выросло.
Ниже проектного при том же расходе газа — у газа появился лёгкий путь в трубы: отверстие в НКТ, размытое седло пускового клапана, слишком большое отверстие рабочего клапана.

Есептеу мысалыДавление газа выросло: какие клапаны открыты

Бастапқы деректер (шартты)

Скважина: из урока Проектирование газлифта: пусковые клапаны на 850, 1495, 1945, 2230 и 2375 м, рабочий на 2450 м; давление газа на устье в работе по проекту 8,91 МПа
Паспорт: давления открытия на устье 9,6; 9,5; 9,4; 9,3 и 9,2 МПа; давления азота (закрытия у клапана) 10,154; 10,742; 11,060; 11,308 и 11,339 МПа
Что видно: давление газа на устье затрубья поднялось до 9,22 МПа и держится; расход газа прежний, 50 тыс. м³/сут; дебит жидкости снизился

Шешім

Давление открытия клапана 5 на устье — 9,2 МПа, ниже 9,22: клапан 5 открылся. У клапанов 1–4 давления открытия на устье 9,6–9,3 МПа — при 9,22 МПа они не откроются.
Газ у клапана 5 на 2375 м: $9{,}22\exp\dfrac{0{,}03418\cdot 0{,}7\cdot 2375}{0{,}8031\cdot 323{,}15} = 9{,}22\,e^{0{,}2190} = 11{,}477$ МПа — выше давления азота 11,339 МПа: клапан 5 остаётся открытым.
Газ у клапана 4 на 2230 м: $9{,}22\,e^{0{,}2053} = 11{,}321$ МПа (при $\bar Z = 0{,}8041$ ) — чуть выше давления азота 11,308 МПа. Значит, если давление на устье хоть раз поднималось до 9,3 МПа, клапан 4 открылся и до сих пор открыт: закроется он, только когда давление на устье упадёт ниже 9,21 МПа.

Жауап: Газ входит в трубы через пусковой клапан 5 на 2375 м — вместе с рабочим клапаном или вместо него, а если давление поднималось до 9,3 МПа, то и через клапан 4.

Бұл нені білдіреді. Давление поднялось потому, что рабочий клапан перестал пропускать заданные 50 тыс. м³/сут при прежнем давлении: отверстие частично забито солями, окалиной или песком — или газа на скважину подали больше, чем рассчитано. Клапаны помнят историю: открытый клапан закрывается при меньшем давлении, чем открылся, поэтому смотрят не только на нынешнее давление, но и на запись за прошедшие дни. Сначала проверяют уставку расхода газа; если она прежняя, рабочий клапан меняют канатной техникой. Замер по стволу покажет, через какие клапаны и в каких долях идёт газ. Данные примера условные.

Замер по стволу: где входит газ

Самый прямой ответ на вопрос «где входит газ» даёт замер давления и температуры по стволу работающей скважины (flowing pressure and temperature survey). Прибор с датчиками давления и температуры спускают на проволоке через лубрикатор (канатные работы) с остановками на заданных глубинах — обычно выше и ниже каждой скважинной камеры. Выше точки ввода в трубах газожидкостная смесь, и давление растёт с глубиной медленно; ниже — жидкость, и давление растёт по её весу, около 10 кПа на метр. Газ, вошедший в трубы, к тому же холоднее потока и ещё охлаждается, расширяясь в отверстии клапана, — на записи температуры у точки ввода видна ступенька вниз.

Один излом у рабочего клапана — всё как задумано.
Излом у пускового клапана — газ входит выше рабочего клапана; если изломов два, газ входит в двух местах.
Излом между камерами — газ входит не через клапан: отверстие в НКТ, негерметичное соединение труб.
Изломов нет, жидкость до устья — газ в трубы не входит вовсе.

Есептеу мысалыДавление газа упало, дебит обвалился: ищем причину

Бастапқы деректер (шартты)

Скважина: из урока Проектирование газлифта; в работе давление газа на устье было 8,91 МПа, дебит жидкости 131 м³/сут
Что видно: при прежнем расходе газа, 50 тыс. м³/сут, давление газа на устье упало до 5,62 МПа, дебит жидкости — до 25 м³/сут
Замер по стволу: давления на остановках — в таблице ниже (значения рассчитаны по модели урока и округлены)

Шешім

Проверка по давлению: у рабочего клапана на 2450 м газ при 5,62 МПа на устье имеет около 6,9 МПа — меньше, чем давление в НКТ там даже в нормальной работе (10,7 МПа). Через рабочий клапан газ идти не может, а пусковые клапаны при таком давлении закрыты. Значит, газ нашёл другой путь.
Градиенты по замеру: между 600 и 900 м $\dfrac{3{,}783 - 3{,}015}{300} = 0{,}00256$ МПа/м — газированная смесь; между 1200 и 1500 м $\dfrac{8{,}955 - 6{,}012}{300} = 0{,}00981$ МПа/м — жидкость плотностью около 1000 кг/м³.
Прямые сходятся там, где $3{,}783 + 0{,}00256\,(H - 900) = 6{,}012 + 0{,}00981\,(H - 1200)$ : $H = 998$ м — между камерами на 850 и 1495 м. Газ входит не через клапан.
Размер отверстия: газ на 1000 м — $5{,}62\,e^{0{,}0844} = 6{,}11$ МПа при $\bar Z = 0{,}8770$ , в НКТ — 4,05 МПа. По формуле расхода газа через штуцер (расход газа через штуцер) 50 тыс. м³/сут при этих давлениях и температуре потока 55 °C проходят через отверстие диаметром около 8 мм (показатель адиабаты 1,27 и коэффициент расхода 0,85 — как для отверстия рабочего клапана в уроке о пуске).

Жауап: В НКТ около 1000 м отверстие эквивалентным диаметром около 8 мм: весь газ входит через него, ниже в трубах стоит жидкость, и скважина даёт 25 м³/сут вместо 131.

Бұл нені білдіреді. Ниже отверстия газ трубы не облегчает: столб жидкости в 1650 м давит на пласт полностью. Отверстие такого размера выдаёт себя сразу — давлением на устье и дебитом. Маленькое найти труднее: отверстие в 3 мм на той же глубине взяло бы 12 тыс. м³/сут из 50, дебит снизился бы лишь до 125 м³/сут, а давление газа на устье даже выросло бы — до 9,08 МПа: рабочему клапану досталось меньше газа, давление в НКТ у него выросло, и газу нужно большее давление. Такие утечки находят замером по стволу или опрессовкой НКТ с пробкой в посадочном ниппеле; устраняют заменой труб или перекрытием места утечки. Данные примера условные.

Замер давления по стволу скважины с отверстием в НКТ

Глубина, м: 0
Давление, МПа: 1,600
Прирост на интервале выше, кПа/м: —

Глубина, м: 300
Давление, МПа: 2,289
Прирост на интервале выше, кПа/м: 2,30

Глубина, м: 600
Давление, МПа: 3,015
Прирост на интервале выше, кПа/м: 2,42

Глубина, м: 900
Давление, МПа: 3,783
Прирост на интервале выше, кПа/м: 2,56

Глубина, м: 1200
Давление, МПа: 6,012
Прирост на интервале выше, кПа/м: 7,43

Глубина, м: 1500
Давление, МПа: 8,955
Прирост на интервале выше, кПа/м: 9,81

Глубина, м: 1800
Давление, МПа: 11,898
Прирост на интервале выше, кПа/м: 9,81

Глубина, м: 2100
Давление, МПа: 14,841
Прирост на интервале выше, кПа/м: 9,81

Глубина, м: 2400
Давление, МПа: 17,784
Прирост на интервале выше, кПа/м: 9,81

Глубина, м	Давление, МПа	Прирост на интервале выше, кПа/м
0	1,600	—
300	2,289	2,30
600	3,015	2,42
900	3,783	2,56
1200	6,012	7,43
1500	8,955	9,81
1800	11,898	9,81
2100	14,841	9,81
2400	17,784	9,81

Остановки прибора через 300 м; давления абсолютные, рассчитаны по учебной модели урока и округлены. Ниже 1000 м давление растёт на 9,81 кПа/м — по весу воды и нефти плотностью 1000 кг/м³; выше — на 2,3–2,6 кПа/м. Данные условные.

ЕсептеуДавление в НКТ скважины из урока о проектировании: в нормальной работе (газ входит через рабочий клапан на 2450 м) и с отверстием 8 мм на 1000 м (весь газ входит через отверстие). Точки — замер по стволу; тонкие отметки слева — глубины скважинных камер. Расчёт по учебной модели урока.

Признаки и причины неполадок

Ниже собраны частые признаки, их возможные причины и проверки. Почти любой признак допускает несколько объяснений, поэтому выводы делают по нескольким замерам сразу и идут от простого к сложному.

Частые неполадки газлифтной скважины

Что видно: Давление газа на устье дошло до давления системы, газа уходит мало
Возможная причина: газ не проходит вниз: верхний клапан закрылся, нижний не открылся
Чем проверить: замер по стволу, пересчёт настройки клапанов по фактической температуре
Что делать: перенастроить и сменить клапаны

Что видно: Давление газа выше проектного, ровное, дебит ниже
Возможная причина: газ входит и через пусковой клапан: рабочий забит или газа подано больше расчётного
Чем проверить: проверка по давлению (пример выше), уставка расхода, замер по стволу
Что делать: вернуть уставку; сменить рабочий клапан

Что видно: Давление газа ниже проектного при том же расходе
Возможная причина: отверстие в НКТ, размытое седло, слишком большое отверстие рабочего клапана
Чем проверить: замер по стволу, опрессовка НКТ
Что делать: ремонт НКТ, смена клапана

Что видно: Колеблется давление в НКТ, давление газа ровное
Возможная причина: пульсации в НКТ: мало газа, слишком большие трубы
Чем проверить: запись давлений, испытание на нескольких расходах газа
Что делать: больше газа; штуцер на устье НКТ; трубы меньшего диаметра

Что видно: Колеблются оба давления с периодом от минут до часов
Возможная причина: пульсации затрубья: рабочий клапан в докритическом режиме
Чем проверить: запись давлений и расхода газа
Что делать: отверстие поменьше или клапан с критическим течением

Что видно: Через часы после пуска режим «уплывает»: давление газа растёт, газ уходит на верхний клапан
Возможная причина: скважина прогрелась: азот в камерах нагрелся, давления открытия и закрытия выросли
Чем проверить: температура по стволу в работе против принятой при настройке
Что делать: перенастроить клапаны по фактической температуре

Что видно: Зимой расход газа падает, давление в линии скачет
Возможная причина: гидраты в газопроводе или штуцере
Чем проверить: температура газа, точка росы по воде
Что делать: осушка газа, метанол, обогрев линии

Что видно: Дебит падает, давления прежние
Возможная причина: изменился пласт или отложения в НКТ: парафин, соли, песок
Чем проверить: испытание, шаблонирование НКТ, исследования пласта
Что делать: пересчитать режим; промывка, обработки

Что видно: Испытание не сходится с расходомером газа
Возможная причина: ошибка замера
Чем проверить: проверка расходомеров и замерного сепаратора
Что делать: поверка, ремонт приборов

Что видно	Возможная причина	Чем проверить	Что делать
Давление газа на устье дошло до давления системы, газа уходит мало	газ не проходит вниз: верхний клапан закрылся, нижний не открылся	замер по стволу, пересчёт настройки клапанов по фактической температуре	перенастроить и сменить клапаны
Давление газа выше проектного, ровное, дебит ниже	газ входит и через пусковой клапан: рабочий забит или газа подано больше расчётного	проверка по давлению (пример выше), уставка расхода, замер по стволу	вернуть уставку; сменить рабочий клапан
Давление газа ниже проектного при том же расходе	отверстие в НКТ, размытое седло, слишком большое отверстие рабочего клапана	замер по стволу, опрессовка НКТ	ремонт НКТ, смена клапана
Колеблется давление в НКТ, давление газа ровное	пульсации в НКТ: мало газа, слишком большие трубы	запись давлений, испытание на нескольких расходах газа	больше газа; штуцер на устье НКТ; трубы меньшего диаметра
Колеблются оба давления с периодом от минут до часов	пульсации затрубья: рабочий клапан в докритическом режиме	запись давлений и расхода газа	отверстие поменьше или клапан с критическим течением
Через часы после пуска режим «уплывает»: давление газа растёт, газ уходит на верхний клапан	скважина прогрелась: азот в камерах нагрелся, давления открытия и закрытия выросли	температура по стволу в работе против принятой при настройке	перенастроить клапаны по фактической температуре
Зимой расход газа падает, давление в линии скачет	гидраты в газопроводе или штуцере	температура газа, точка росы по воде	осушка газа, метанол, обогрев линии
Дебит падает, давления прежние	изменился пласт или отложения в НКТ: парафин, соли, песок	испытание, шаблонирование НКТ, исследования пласта	пересчитать режим; промывка, обработки
Испытание не сходится с расходомером газа	ошибка замера	проверка расходомеров и замерного сепаратора	поверка, ремонт приборов

Порядок действий — от простого к сложному: сначала проверить замеры и уставки на поверхности, затем давления по паспорту, затем замер по стволу и только потом канатные работы или ремонт.

СызбаТипичные записи давления газа на устье затрубья (оранжевая линия) и давления в НКТ на устье (сплошная) при разных режимах работы газлифтной скважины (схема, не в масштабе): ровная работа, пульсации в НКТ, пульсации затрубья, газ не проходит вниз.

Отдельная тема — качество газа. Влажный газ даёт гидраты в газопроводах и штуцерах, особенно зимой и за штуцерами, где газ расширяется и остывает (запас по температуре до гидратов). Углекислый газ при наличии воды вызывает коррозию, а сероводород — сульфидное растрескивание сталей, причём газ касается не только труб, но и внутренней стороны обсадной колонны. Поэтому газ для газлифта осушают, следят за содержанием кислых газов и при необходимости подают ингибиторы или применяют стойкие стали. С газом можно подавать и химические реагенты, например ингибитор солеотложения: через рабочий клапан он попадает прямо в поток.

Пульсации и как их погасить

Газлифтная скважина пульсирует двумя способами. При пульсациях в НКТ (tubing heading) давление газа ровное, а поток в трубах идёт толчками: при малом расходе газа жидкость скапливается, столб тяжелеет, затем газ выбрасывает её порцией — то же, что неустойчивость на левой ветви кривой оттока (устойчивость режима). При пульсациях затрубья (casing heading) раскачивается вся система: затрубье — большая ёмкость с газом, и расход газа в трубы колеблется вместе с давлением в нём.

Механизм второго вида — обратная связь. Пока течение через рабочий клапан докритическое, расход газа зависит от давления в НКТ у клапана (сколько газа пропускает клапан). Давление в трубах случайно упало — газа пошло больше, столб стал легче, давление в трубах упало ещё. Затрубье отдаёт газ быстрее, чем получает, его давление медленно падает, и в какой-то момент газа становится мало: трубы загружаются жидкостью, давление в них растёт, газ почти перестаёт входить, затрубье снова накачивается — и всё повторяется. Период — от минут до часов: чем больше газа запасено в затрубье по сравнению с расходом, тем медленнее оно откликается.

Запас газа в затрубье и скорость изменения давления в нём

V_{\text{ст}} = V_{\text{з}}\,\frac{\bar p}{p_{\text{ст}}}\,\frac{T_{\text{ст}}}{\bar T}\,\frac{1}{\bar Z},\qquad \frac{\dd\bar p}{\dd t} \approx \bar p\,\frac{q_{\text{вх}} - q_{\text{вых}}}{V_{\text{ст}}}

мұндағы:

$V_{\text{ст}}$ газ в затрубье, приведённый к стандартным условиям, м³
$V_{\text{з}}$ объём затрубья от устья до рабочего клапана, м³
$\bar p,\ \bar T,\ \bar Z$ среднее абсолютное давление газа в затрубье, его средняя абсолютная температура и коэффициент сверхсжимаемости, МПа, К, —
$p_{\text{ст}},\ T_{\text{ст}}$ стандартные условия: 0,101325 МПа и 293,15 К (20 °C), МПа, К
$q_{\text{вх}},\ q_{\text{вых}}$ расход газа в затрубье с поверхности и из затрубья в НКТ, в стандартных условиях, м³/мин

Бірліктер: любые согласованные; давления абсолютные

Мына жағдайда орындалады

температура и $\bar Z$ за время колебания почти не меняются; давление в затрубье меняется по всей высоте почти одинаково;
второе равенство следует из первого: при постоянных $V_{\text{з}}$ , $\bar T$ и $\bar Z$ давление пропорционально количеству газа.

Чем больше газа запасено в затрубье по сравнению с расходом, тем медленнее меняется давление в нём и тем длиннее период колебаний, если они возникли: затрубье долго «не замечает», что расход в трубы ушёл от подачи с поверхности.

Есептеу мысалыСколько газа в затрубье и как быстро оно откликается

Бастапқы деректер (шартты)

Скважина: из урока Проектирование газлифта: НКТ 88,9 мм, газ в затрубье до рабочего клапана на 2450 м; обсадная колонна 168,3 мм (внутренний диаметр 150,5 мм) — принята в этом примере
Режим: давление газа на устье 8,91 МПа, у рабочего клапана 11,16 МПа; 50 тыс. м³/сут газа; температура 323,15 К; перепад на отверстии рабочего клапана 0,5 МПа, течение докритическое

Шешім

Сечение затрубья: $\dfrac{\pi}{4}(0{,}1505^2 - 0{,}0889^2) = 0{,}011582$ м²; объём до 2450 м — 28,38 м³.
Среднее давление $(8{,}91 + 11{,}16)/2 = 10{,}035$ МПа, $\bar Z = 0{,}8072$ . Газа в затрубье: $28{,}38\cdot\dfrac{10{,}035}{0{,}101325}\cdot\dfrac{293{,}15}{323{,}15}\cdot\dfrac{1}{0{,}8072} = 3159$ м³ — запас на $3159/34{,}72 = 91$ мин закачки ( $50\,000/1440 = 34{,}72$ м³/мин).
Если рабочий клапан берёт на 10 % больше газа, чем подаётся, давление в затрубье падает со скоростью $10{,}035\cdot\dfrac{3{,}472}{3159} = 0{,}0110$ МПа/мин, то есть на 0,11 МПа за 10 минут.
А отклик клапана быстрый: при неизменном давлении газа понижение давления в НКТ у клапана на 0,1 МПа увеличивает расход газа через отверстие с 50 до 54,5 тыс. м³/сут (+9 %), повышение на 0,1 МПа уменьшает его до 45,0 (−10 %).

Жауап: В затрубье около 3,2 тыс. м³ газа — полтора часа закачки; давление в нём меняется на сотые доли мегапаскаля в минуту, а расход через рабочий клапан откликается на каждые 0,1 МПа в трубах примерно на десятую часть.

Бұл нені білдіреді. Отсюда и рецепты. Пока течение через рабочий клапан докритическое, пульсации давления в НКТ сразу раскачивают подачу газа, а медленное затрубье не успевает их погасить. Клапан с критическим течением — отверстие меньшего диаметра или сопло с диффузором, выходящее на критический режим при малом перепаде, — разрывает эту связь: расход через него зависит только от давления газа. Помогает и больший расход газа: скважина уходит от неустойчивой левой части характеристики. А вот прикрыть газ штуцером на устье — самое простое, но с меньшим газом скважина ближе к неустойчивости. Данные примера условные.

Пульсации в НКТ: больше газа; трубы меньшего диаметра при следующем ремонте; иногда — штуцер на устье НКТ: противодавление гасит толчки ценой части дебита.
Пульсации затрубья: рабочий клапан с критическим течением или отверстие меньшего диаметра, чтобы при рабочем перепаде течение было критическим; затем, если нужно, — больше газа.
Перебросы между клапанами: пересчитать настройку с учётом фактической температуры в работе — при прогреве скважины давление азота в камерах растёт, и клапан может то открываться, то закрываться.
Неустойчивая подача газа: колебания давления в газопроводе от компрессора или от соседних пульсирующих скважин передаются всем; регулирование расхода на каждой скважине и устранение пульсаций у «зачинщиков» успокаивают всю систему.

Газ на месторождении: как делить

Правило равных предельных отдач и его вывод разобраны в уроке о газлифте: каждую следующую тысячу кубометров газа отдают той скважине, где она даст больше нефти, пока предельные отдачи всех скважин, получающих газ, не сравняются. На месторождении к этому добавляются три обстоятельства.

Минимальный газ. Скважине нужен некоторый расход газа, чтобы вообще поднимать жидкость или чтобы давления системы хватало ввести его через рабочий клапан. Первые тысячи кубометров такой скважине почти ничего не дают, и правило равных отдач для неё не работает: её оценивают целиком: окупает ли нефть, которую даёт весь её газ вместе с минимумом, этот газ по «цене» газа в нефти $\beta$ , — и сравнивают решения «с ней» и «без неё».
Кривые надо знать. Характеристики скважин берут из моделей, проверенных испытаниями на нескольких расходах газа; если испытания старые, точное распределение по неверным кривым ничего не даёт.
Ограничения системы: сколько воды и газа примут установки подготовки, давление в сборных линиях, производительность компрессоров (следующий раздел).

Шесть газлифтных скважин месторождения из примеров

Скважина: 1
Ввод газа, м: 2350
Пласт: давление, МПа; $J$ , м³/(сут·МПа): 21,0; 28
Обводнённость, %: 22
Нефть при 40 тыс. м³/сут газа, м³/сут: 187,7

Скважина: 2
Ввод газа, м: 2500
Пласт: давление, МПа; $J$ , м³/(сут·МПа): 21,5; 16
Обводнённость, %: 48
Нефть при 40 тыс. м³/сут газа, м³/сут: 73,7

Скважина: 3
Ввод газа, м: 2250
Пласт: давление, МПа; $J$ , м³/(сут·МПа): 19,0; 20
Обводнённость, %: 65
Нефть при 40 тыс. м³/сут газа, м³/сут: 49,0

Скважина: 4
Ввод газа, м: 2500
Пласт: давление, МПа; $J$ , м³/(сут·МПа): 16,0; 10
Обводнённость, %: 60
Нефть при 40 тыс. м³/сут газа, м³/сут: 19,7

Скважина: 5
Ввод газа, м: 2400
Пласт: давление, МПа; $J$ , м³/(сут·МПа): 19,5; 12
Обводнённость, %: 82
Нефть при 40 тыс. м³/сут газа, м³/сут: 15,6

Скважина: 6
Ввод газа, м: 2600
Пласт: давление, МПа; $J$ , м³/(сут·МПа): 22,5; 9
Обводнённость, %: 35
Нефть при 40 тыс. м³/сут газа, м³/сут: 62,8

Скважина	Ввод газа, м	Пласт: давление, МПа; $J$ , м³/(сут·МПа)	Обводнённость, %	Нефть при 40 тыс. м³/сут газа, м³/сут
1	2350	21,0; 28	22	187,7
2	2500	21,5; 16	48	73,7
3	2250	19,0; 20	65	49,0
4	2500	16,0; 10	60	19,7
5	2400	19,5; 12	82	15,6
6	2600	22,5; 9	35	62,8

Это другое месторождение, не то, где стоит скважина урока о проектировании (там газовая система даёт 9,6 МПа). НКТ 76 мм внутри (у скважины 6 — 62 мм), давление на устье НКТ 1,6 МПа, газ — до 12 МПа на устье затрубья. Без газа ни одна не работает; меньше всего газа, с которым скважина ещё поднимает жидкость в этих пределах, — 10; 15; 13; 10; 15; 9 тыс. м³/сут. Расчёт по учебной модели урока Газлифт: принцип и подбор режима; данные условные.

Есептеу мысалыКомпрессор даёт 220 тыс. м³/сут: как поделить

Бастапқы деректер (шартты)

Скважины: шесть скважин из таблицы выше; характеристики — по модели
Газ: компрессор даёт 220 тыс. м³/сут; технические оптимумы скважин в сумме — около 561 тыс. м³/сут
Цены (условные): чистая ценность нефти 251,6 долл./м³, газ — 20 долл. за тыс. м³, как в уроке Газлифт: принцип и подбор режима

Шешім

Поровну, по 36 тыс. м³/сут каждой: нефти 398,1 м³/сут.
Наилучшее распределение (перебором по сетке через 1 тыс. м³/сут): скважинам 1–6 — 58, 45, 40, 29, 20 и 28 тыс. м³/сут; нефти 410,4 м³/сут — на 12,3 м³/сут (3 %) больше, чем поровну.
Предельные отдачи при этом почти равны: от 0,39 до 0,41 м³ нефти на тыс. м³ — это и есть общая предельная отдача $\beta$ из урока о газлифте. Тысяча кубометров газа «стоит» $0{,}40\cdot 251{,}6 = 101$ долл. нефти — в 5 раз больше стоимости её сжатия: газ в дефиците, расширение компрессора окупилось бы.
Если газа вдвое меньше, 120 тыс. м³/сут: скважинам 4 и 5 газа не дают вовсе, остальным — 44, 30, 26 и 20; нефти 354,5 м³/сут против 327,6 поровну (+8 %), $\beta$ около 0,77.

Жауап: Из 220 тыс. м³/сут газа больше всего получают сильные скважины 1–3, а слабые 4 и 5 — ровно столько, сколько окупается при общей «цене» газа 0,40 м³ нефти за тысячу кубометров; выигрыш против дележа поровну — 3 %, а при дефиците газа — 8 %.

Бұл нені білдіреді. Чем меньше газа, тем дороже ошибка распределения: при 120 тыс. м³/сут слабым скважинам выгоднее не давать газ вовсе — их минимум газа (10 и 15 тыс. м³/сут) отдаёт меньше нефти, чем тот же газ в сильных скважинах. Правило равных предельных отдач само этого не показывает: для скважин с минимумом газа сравнивают варианты «с ней» и «без неё» — так, перебором, и считает пример. На крупных месторождениях это делают программы, связывающие модели скважин, сборной сети и компрессоров; выигрыш от них держится, только пока испытания скважин свежие. Данные примера условные.

Распределение 220 тыс. м³/сут газа между скважинами из примера

Скважина: 1
Поровну: газ / нефть: 36 / 183,7
Наилучшее: газ / нефть: 58 / 198,9
Предельная отдача, м³ на тыс. м³: 0,40
Вода при наилучшем, м³/сут: 56,1

Скважина: 2
Поровну: газ / нефть: 36 / 71,5
Наилучшее: газ / нефть: 45 / 75,9
Предельная отдача, м³ на тыс. м³: 0,40
Вода при наилучшем, м³/сут: 70,1

Скважина: 3
Поровну: газ / нефть: 36 / 47,2
Наилучшее: газ / нефть: 40 / 49,0
Предельная отдача, м³ на тыс. м³: 0,40
Вода при наилучшем, м³/сут: 91,0

Скважина: 4
Поровну: газ / нефть: 36 / 18,7
Наилучшее: газ / нефть: 29 / 16,4
Предельная отдача, м³ на тыс. м³: 0,39
Вода при наилучшем, м³/сут: 24,7

Скважина: 5
Поровну: газ / нефть: 36 / 15,0
Наилучшее: газ / нефть: 20 / 10,7
Предельная отдача, м³ на тыс. м³: 0,40
Вода при наилучшем, м³/сут: 48,9

Скважина: 6
Поровну: газ / нефть: 36 / 62,0
Наилучшее: газ / нефть: 28 / 59,5
Предельная отдача, м³ на тыс. м³: 0,41
Вода при наилучшем, м³/сут: 32,0

Скважина: всего
Поровну: газ / нефть: 216 / 398,1
Наилучшее: газ / нефть: 220 / 410,4
Предельная отдача, м³ на тыс. м³: —
Вода при наилучшем, м³/сут: 322,8

Скважина	Поровну: газ / нефть	Наилучшее: газ / нефть	Предельная отдача, м³ на тыс. м³	Вода при наилучшем, м³/сут
1	36 / 183,7	58 / 198,9	0,40	56,1
2	36 / 71,5	45 / 75,9	0,40	70,1
3	36 / 47,2	40 / 49,0	0,40	91,0
4	36 / 18,7	29 / 16,4	0,39	24,7
5	36 / 15,0	20 / 10,7	0,40	48,9
6	36 / 62,0	28 / 59,5	0,41	32,0
всего	216 / 398,1	220 / 410,4	—	322,8

Газ — тыс. м³/сут, нефть — м³/сут. При дележе поровну по 36 тыс. м³/сут; 4 тыс. м³/сут остаются. Наибольшее давление газа, нужное на устье при наилучшем распределении, — 11,12 МПа (скважина 5). Данные условные.

ЕсептеуНефть шести скважин в зависимости от того, сколько газа даёт компрессор: при наилучшем распределении и при дележе поровну (расчёт по учебной модели урока). Наклон верхней кривой — общая предельная отдача газа

\beta

: около 0,77 м³ нефти на тыс. м³ при 120 тыс. м³/сут и около 0,40 — при 220. Чем меньше газа, тем больше разница: поровну его не хватает даже на минимум слабых скважин.

Ограничения: вода, сеть и компрессор

Газлифтные скважины связаны не только общим газом. Их продукция идёт по общим сборным линиям в общий сепаратор, вода — на общую установку подготовки, газ возвращается на тот же компрессор. Каждое из этих звеньев может стать ограничением, и тогда «лучшее» распределение газа меняется.

Есептеу мысалыУстановка подготовки принимает не больше 300 м³/сут воды

Бастапқы деректер (шартты)

Скважины и газ: из предыдущего примера: 220 тыс. м³/сут; при наилучшем распределении воды 323 м³/сут
Ограничение: от этих скважин установка подготовки воды принимает не больше 300 м³/сут (условно)

Шешім

Воды на кубометр нефти при обводнённости $\text{WC}$ : $\text{WC}/(1 - \text{WC})$ — у скважин 1–6 0,28, 0,92, 1,86, 1,50, 4,56 и 0,54 м³/м³. Скважина 5 даёт больше всех воды на каждый кубометр нефти.
Первый способ — урезать газ всем: при 186 тыс. м³/сут газа (наилучшее распределение) воды 298 м³/сут, нефти 394,6 м³/сут.
Второй — назначить воде «цену» в нефти, $\mu$ , и делить газ, считая каждой скважине нефть минус $\mu$ на воду. Уже при $\mu \approx 0{,}095$ выгоднее всего остановить скважину 5, а её газ отдать остальным: 64, 50, 42, 32, 0 и 32 тыс. м³/сут; воды 280 м³/сут, нефти 406,9 м³/сут.

Жауап: Выгоднее остановить самую обводнённую скважину и отдать её газ остальным: нефти 406,9 м³/сут — всего на 3,5 меньше, чем без ограничения, и на 12,3 м³/сут больше, чем если урезать газ всем.

Бұл нені білдіреді. Урезать газ всем — значит терять нефть в сильных скважинах ради воды слабых. Правило с двумя «ценами» — газа $\beta$ и воды $\mu$ — само показывает, кого ограничивать: скважины, где на кубометр нефти приходится больше всего воды. Так же учитывают и предел по газу на установке подготовки: газ пласта у скважин разный, и вместе с закачанным он идёт на те же сепараторы и компрессоры. Данные примера условные.

Давление в сепараторе — ещё одна общая ручка. Чем оно ниже, тем ниже давление на устьях, и каждая скважина при том же газе даёт больше: у газлифтных скважин противодавление особенно дорого, газ в трубах сильнее расширяется. Но газ на компрессор приходит из того же сепаратора: чем ниже давление всасывания, тем больше степень сжатия и тем меньше газа компрессор может дать. У компрессора два предела: объём газа на всасывании (поршневой компрессор при постоянной частоте прокачивает почти постоянный объём газа на входе, и чем ниже давление всасывания, тем меньше в этом объёме газа) и мощность привода (на тот же газ она растёт с логарифмом степени сжатия).

Есептеу мысалыДавление в сепараторе: противодавление против компрессора

Бастапқы деректер (шартты)

Скважины: шесть скважин из предыдущих примеров; давление на устье НКТ — давление в сепараторе плюс 0,4 МПа на сборную линию
Компрессор (условно): всасывание — давление в сепараторе минус 0,1 МПа, нагнетание 12,4 МПа; при сепараторе 1,2 МПа даёт 220 тыс. м³/сут и загружен полностью и по объёму, и по мощности: на сжатие уходит около 962 кВт (в $1/0{,}65$ раза больше идеального изотермического сжатия)

Шешім

Сепаратор 0,9 МПа: по объёму компрессор даст $220\cdot\dfrac{0{,}8}{1{,}1} = 160$ тыс. м³/сут, по мощности смог бы больше — предел объёмный. Скважины при устье 1,3 МПа и наилучшем распределении дадут 398,3 м³/сут нефти.
Сепаратор 1,5 МПа: по объёму компрессор пропустил бы 280, но мощности хватит только на $220\cdot\dfrac{\ln(12{,}4/1{,}1)}{\ln(12{,}4/1{,}4)} = 244{,}3$ тыс. м³/сут. Скважины при устье 1,9 МПа дадут 401,6 м³/сут.
Сепаратор 1,2 МПа: 220 тыс. м³/сут, нефти 410,4 м³/сут — больше, чем в обоих соседних случаях (таблица ниже).

Жауап: Лучшее давление в сепараторе в этом примере — около 1,2 МПа, где компрессор загружен и по объёму, и по мощности: ниже не хватает объёма газа, выше — мощности, и мешает противодавление на скважины.

Бұл нені білдіреді. Ответ зависит от того, какой предел у компрессора. Будь он ограничен только мощностью, давление в сепараторе было бы выгодно снижать до самых низких значений: при 0,6 МПа нефти было бы 421,0 м³/сут — скважины выигрывают от меньшего противодавления больше, чем теряют от меньшего газа. Будь он ограничен только объёмом, давление было бы выгодно поднять примерно до 1,5 МПа (412,4 м³/сут), а дальше противодавление снова перевесило бы (408,8 м³/сут при 1,8 МПа). Поэтому давление в сепараторе, режим компрессора и распределение газа подбирают вместе, по модели всей системы. Данные примера условные.

Давление в сепараторе, газ компрессора и нефть шести скважин

Сепаратор, МПа: 0,6
Газ по объёму / по мощности, тыс. м³/сут: 100 / 166
Газ компрессора, тыс. м³/сут: 100
Нефть, м³/сут: 372,8

Сепаратор, МПа: 0,9
Газ по объёму / по мощности, тыс. м³/сут: 160 / 194
Газ компрессора, тыс. м³/сут: 160
Нефть, м³/сут: 398,3

Сепаратор, МПа: 1,2
Газ по объёму / по мощности, тыс. м³/сут: 220 / 220
Газ компрессора, тыс. м³/сут: 220
Нефть, м³/сут: 410,4

Сепаратор, МПа: 1,5
Газ по объёму / по мощности, тыс. м³/сут: 280 / 244
Газ компрессора, тыс. м³/сут: 244
Нефть, м³/сут: 401,6

Сепаратор, МПа: 1,8
Газ по объёму / по мощности, тыс. м³/сут: 340 / 268
Газ компрессора, тыс. м³/сут: 268
Нефть, м³/сут: 391,9

Сепаратор, МПа	Газ по объёму / по мощности, тыс. м³/сут	Газ компрессора, тыс. м³/сут	Нефть, м³/сут
0,6	100 / 166	100	372,8
0,9	160 / 194	160	398,3
1,2	220 / 220	220	410,4
1,5	280 / 244	244	401,6
1,8	340 / 268	268	391,9

Газ на скважины распределён наилучшим образом при каждом давлении. Наибольшее нужное давление газа на устье затрубья — от 9,88 до 11,80 МПа, в пределах 12 МПа системы. Данные условные.

ЕсептеуНефть шести скважин в зависимости от давления в сепараторе при одном и том же компрессоре (расчёт по учебной модели урока): слева компрессор ограничен объёмом газа на всасывании, справа — мощностью привода.

Сбои тоже распределяют. Если компрессор остановился и газа стало меньше, газ в первую очередь снимают со скважин с наименьшей предельной отдачей, а лучшие держат в работе. После остановки всего промысла скважины пускают по одной — сначала те, что дают больше нефти на газ: пуск требует больше газа и давления, чем работа (пуск шаг за шагом), а газ высокого давления в системе ещё только набирается.

Периодический газлифт и плунжер в работе

Периодический газлифт (принцип, что меняется в проекте) настраивают на скважине. Газ подают либо регулятором цикла — клапаном с приводом на газовой линии, который открывается по таймеру на заданное время, — либо постоянно через штуцер, а момент выброса задаёт сам скважинный клапан, управляемый давлением в трубах: он открывается, когда над ним накопилась порция.

Как подбирают цикл

1
Время закачки
минимальное, при котором порция доходит до устья: на записи давления в НКТ на устье виден рывок, когда порция приходит, а затем выход газа. Короче — порция не дойдёт и упадёт обратно, длиннее — газ уйдёт впустую.
2
Число циклов
начинают с редких циклов и учащают, пока суточная добыча растёт, а расход газа на кубометр остаётся приемлемым. Слишком частые циклы выносят маленькие порции с большим стеканием, слишком редкие — держат над пластом высокий столб.
3
Проверка
по записям давления газа (пилообразная: медленный подъём при закачке, резкий спад при выбросе) и по испытаниям; цикл пересматривают, когда меняется приток.

С плунжером добавляется ещё один сигнал — его приход на устье, который фиксирует датчик в ловителе. По времени подъёма судят о скорости плунжера: слишком быстрый изнашивается и бьёт оборудование, слишком медленный пропускает газ. Время между циклами должно быть больше времени падения плунжера на забой. Изношенный плунжер пропускает газ по зазору, и выигрыш в газе пропадает, поэтому плунжеры осматривают и меняют.

С годами и новыми средствами

Газлифтное месторождение стареет: обводнённость растёт, пластовое давление падает, каждая скважина требует больше газа и даёт на него меньше нефти. Газа пласта становится меньше, а газлифтного газа нужно больше: газовый баланс промысла сдвигается, и газ для газлифта со временем могут докупать (газовый баланс промысла). Поэтому распределение газа пересчитывают регулярно — после каждого цикла испытаний; рабочие клапаны переносят глубже в запасные камеры (проект на весь срок); малодебитные скважины переводят на периодический газлифт или плунжер, а там, где пластового давления уже не хватает, — на насосы (Механизированная добыча: когда нужна и как выбрать способ). Скважину выключают, когда нефть, которую она даёт при выгодном ей газе, перестаёт окупать газ и прочие расходы на её содержание.

Постоянные глубинные датчики давления и температуры у рабочего клапана показывают, где и как входит газ, без канатных спусков.
Скважинные клапаны с управлением с поверхности — с электроприводом и кабелем: проходное сечение меняют с пульта, а датчики при клапане передают давления и расход газа. Режим меняют без канатных работ.
Рабочие клапаны с критическим течением — сопло с диффузором, которое, по данным изготовителей, выходит на критический режим уже при перепаде около десятой части давления газа: расход газа не зависит от давления в трубах, режим устойчивее, расчёт проще.
Колтюбинг вместо НКТ или внутри них — гибкая труба со встроенными газлифтными клапанами позволяет поставить газлифт без подъёма старых труб, например в скважине с негерметичной колонной.
Две колонны НКТ из одного затрубья (dual gas lift) — по колонне на каждый пласт при одновременно-раздельной эксплуатации (Одновременно-раздельная эксплуатация пластов). Газ делится между колоннами сам, и одна может забирать почти весь газ; чтобы этого не было, в колоннах ставят клапаны разных типов — управляемые давлением газа в одной и давлением в трубах в другой — и подбирают отверстия рабочих клапанов.
Оптимизация в реальном времени — программы, которые по текущим замерам пересчитывают модели скважин и сети и предлагают уставки расхода газа. Их точность ограничена точностью замеров, прежде всего испытаний скважин.

Газ высокого давления и работы на скважине

В затрубье, газопроводах и на газораспределительной батарее — газ под давлением порядка 10 МПа, иногда с сероводородом; гидратная пробка, сорвавшись, бьёт по арматуре. Замеры по стволу, смену клапанов и любые работы под давлением выполняют обученные специалисты по утверждённым планам и инструкциям, с проверенным оборудованием для работы под давлением. Описание в уроке учебное, а не порядок работ.

Терминдер мен белгілер

Многоточечный ввод газа: газ входит в НКТ через несколько клапанов сразу — обычно потому, что давление газа выше давлений открытия нижних пусковых клапанов.
Пульсации газлифтной скважины: периодические колебания давлений и дебита: в НКТ — при малом газе, затрубья — из-за обратной связи затрубья и рабочего клапана.
Замер давления и температуры по стволу: спуск глубинного прибора в работающую скважину; изломы профиля давления и ступеньки температуры показывают, где входит газ.
Распределение газлифтного газа: дележ ограниченного газа между скважинами на наибольшую добычу нефти с учётом минимальных расходов и ограничений системы.
Минимальный газ скважины: наименьший расход газа, при котором скважина поднимает жидкость в пределах давления системы; при распределении скважину оценивают вместе с ним.
Регулятор цикла: клапан с приводом на газовой линии периодического газлифта, открывающийся по таймеру на заданное время.
$\beta$ , $\mu$: «цены» газа и воды в нефти при распределении газа: сколько нефти дала бы ещё тысяча кубометров газа и сколько её стоит кубометр воды сверх предела.

Жиі қателіктер

Қате

«Давление газа на устье ровное — значит, газ идёт через рабочий клапан».

Шын мәнінде

Ровным оно бывает и при вводе через два клапана, и при отверстии в НКТ. Его сравнивают с паспортом установки: в примере урока уже 9,22 МПа вместо 8,91 означали, что открыт пусковой клапан 5. Окончательный ответ даёт замер по стволу.

Қате

«Скважина пульсирует — прикроем газ на устье».

Шын мәнінде

С меньшим газом скважина ближе к неустойчивой области. Обратную связь затрубья и рабочего клапана разрывает критическое течение через рабочий клапан; пульсации в НКТ гасит больший расход газа.

Қате

«Газа мало — поделим поровну, так честнее».

Шын мәнінде

Поровну — значит отдать газ туда, где он даёт меньше нефти. В примере урока наилучшее распределение дало на 3 % больше нефти при 220 тыс. м³/сут газа и на 8 % — при 120.

Қате

«Воды больше, чем принимает установка, — урежем газ всем скважинам».

Шын мәнінде

Выгоднее остановить скважину, которая даёт больше всего воды на кубометр нефти, и отдать её газ остальным: в примере урока это на 12,3 м³/сут нефти больше, чем урезать газ всем.

Қате

«Чем ниже давление в сепараторе, тем лучше для газлифта».

Шын мәнінде

Для скважин — да, но компрессор берёт газ из того же сепаратора: ниже давление всасывания — меньше газа. В примере урока лучшее давление оказалось там, где компрессор загружен и по объёму, и по мощности.

Толық: тереңдетілген

Как делят газ перебором

Правило равных предельных отдач — условие максимума для гладких, выпуклых вверх характеристик. Если у скважины есть минимум газа, её характеристика начинается не с нуля, и условие перестаёт быть достаточным. Надёжный способ — перебор по сетке, динамическое программирование. Газ делят на порции, например по тысяче кубометров. Для первой скважины для каждого возможного количества газа записывают её нефть. Затем добавляют вторую: для каждого общего количества газа перебирают, сколько из него отдать второй, а остаток — лучшему решению для первой, и запоминают лучший вариант. Так по одной скважине до последней. Число вариантов растёт как число скважин, умноженное на квадрат числа порций, а не как степень, — шесть скважин и 220 порций считаются мгновенно.

Ограничение по воде добавляют, не усложняя перебор: воде назначают «цену» $\mu$ — сколько нефти стоит кубометр воды сверх предела — и делят газ, считая каждой скважине нефть минус $\mu$ на её воду. $\mu$ подбирают так, чтобы вода уложилась в предел. Из-за минимумов газа вода меняется скачками — в примере урока при подходящей $\mu$ сразу выключается целая скважина, и воды остаётся с запасом.

Почему затрубье раскачивает скважину

Петлю обратной связи можно оценить по числам примера урока. Затрубье — ёмкость: давление в нём меняется на $\bar p/V_{\text{ст}}$ на каждый кубометр избытка или недостатка газа, около 3,18 МПа на тысячу кубометров. Рабочий клапан — «усилитель»: при докритическом течении снижение давления в НКТ на 0,1 МПа даёт около 4,5 тыс. м³/сут газа сверх нормы. Трубы — звено с запаздыванием: смесь проходит от клапана до устья примерно за 14 мин, жидкость — за 39 мин, и облегчение столба сказывается на давлении у клапана не сразу. Если газ, который клапан дал сверх нормы, снижает давление в НКТ сильнее, чем исходное отклонение, колебания растут; если слабее — затухают.

Для таких систем выведены аналитические критерии устойчивости газлифтной скважины: они сравнивают отклик притока, столба в трубах и затрубья на малое отклонение режима. На практике чаще считают динамическими моделями многофазного потока, связывающими затрубье, клапан, трубы и пласт, — они показывают и период, и размах колебаний. Вывод у тех и других один: устойчивости помогают критическое течение через рабочий клапан, достаточный расход газа и высокая продуктивность пласта — при ней кратковременное снижение давления на забое сразу добавляет в трубы тяжёлой жидкости и возвращает режим.

Басқа тақырыптармен байланыс

Газлифт: принцип и подбор режима — рабочая точка, характеристика скважины и правило равных предельных отдач.
Проектирование газлифта — паспорт установки, расстановка клапанов и запасные камеры, по которым ведут проверки.
Пуск газлифтной скважины: клапаны и скважинные камеры — давления открытия и закрытия клапанов, пуск и пропускная способность отверстий.
Канатные работы в скважине — замеры по стволу и смена газлифтных клапанов канатной техникой.
Штуцеры, наземные потери и температура в скважине — расход газа через штуцер, гидраты и температура в скважине.
Узловой анализ добывающей системы — устойчивость рабочей точки и неустойчивость левой ветви кривой оттока.
Концепции обустройства месторождений — газовый баланс промысла и мощности установок подготовки.
Подготовка и компримирование газа — компрессоры: ступени, мощность и пределы производительности.
Попутная вода: состав, очистка и утилизация — сколько воды примет установка подготовки — ограничение для распределения газа.

Өзіңізді тексеріңіз

1
Давление газа на устье затрубья поднялось на 0,3 МПа выше проектного и держится, расход газа прежний, дебит снизился. Что вероятнее всего?
1. А.Упало пластовое давление
2. Б.Рабочий клапан пропускает меньше газа, чем подаётся, и газ пошёл и через нижний пусковой клапан
3. В.Отверстие в НКТ выше рабочего клапана
4. Г.Газ стал легче
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: Б. Рабочий клапан пропускает меньше газа, чем подаётся, и газ пошёл и через нижний пусковой клапан
При неизменной подаче давление в затрубье растёт, когда газ уходит в трубы медленнее, чем приходит, — рабочий клапан забит или его отверстие мало для заданного расхода. Давление поднимается до давления открытия нижних пусковых клапанов, и газ входит в двух местах. Крупное отверстие в НКТ, наоборот, понижает давление газа, а падение пластового давления сначала сказывается на дебите, а не на давлении газа.
2
При испытании скважины замерный сепаратор показал 49,0 тыс. м³/сут газа при дебите нефти 65 м³/сут и газовом факторе 60 м³/м³. Расходомер на газораспределительной батарее показывает 50 тыс. м³/сут. Сходится ли баланс газа?
Жауабын көрсету
Газ пласта: $65\cdot 60 = 3900$ м³/сут, или 3,9 тыс. Закачанного газа, по сепаратору, $49{,}0 - 3{,}9 = 45{,}1$ тыс. м³/сут — на 4,9 тыс., или почти на 10 %, меньше показаний расходомера. Расхождение такого размера требует проверки: поверить расходомер на батарее и замерный сепаратор, проверить газовый фактор и утечки в линии. Пока замер не проверен, распределять газ по этим данным рано.
3
Замер по стволу показал излом профиля давления на 1240 м; скважинные камеры стоят на 850, 1495, 1945 и 2230 м, рабочий клапан — на 2375 м. Что это значит?
1. А.Прибор неисправен — изломов на профиле не бывает
2. Б.Газ входит в трубы не через клапан: вероятно, отверстие в НКТ или негерметичное соединение около 1240 м
3. В.Газ входит через рабочий клапан — всё в порядке
4. Г.Газ входит через пусковой клапан на 1495 м
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: Б. Газ входит в трубы не через клапан: вероятно, отверстие в НКТ или негерметичное соединение около 1240 м
Излом профиля давления показывает, где в трубы входит газ: выше него смесь легче, ниже — тяжелее. На глубине 1240 м камеры нет, значит, газ входит через отверстие или негерметичное соединение. Подтверждают это опрессовкой НКТ, а температурный профиль покажет там же ступеньку охлаждения.
4
Затрубье объёмом 25 м³ заполнено газом при среднем давлении 9 МПа, средней температуре 320 К и $\bar Z = 0{,}82$ . Через рабочий клапан уходит 40 тыс. м³/сут. На сколько минут закачки хватит газа, запасённого в затрубье?
Жауабын көрсету
Газ в стандартных условиях: $25\cdot\dfrac{9}{0{,}101325}\cdot\dfrac{293{,}15}{320}\cdot\dfrac{1}{0{,}82} \approx 2480$ м³. Расход $40\,000/1440 \approx 27{,}8$ м³/мин, запас — примерно на 89 минут. Такое затрубье откликается на изменения расхода через клапан десятками минут, отсюда и долгий период пульсаций затрубья.
5
Общая «цена» газа на месторождении — 0,5 м³ нефти за тысячу кубометров. Скважине нужно не меньше 15 тыс. м³/сут газа, на нём она даёт 6 м³/сут нефти, а при 25 тыс. м³/сут — 11 м³/сут. Давать ли ей газ?
Жауабын көрсету
Сравнивают нефть с «ценой» всего газа скважины: при 15 тыс. — $6 - 0{,}5\cdot 15 = -1{,}5$ м³/сут, при 25 тыс. — $11 - 0{,}5\cdot 25 = -1{,}5$ м³/сут. В обоих случаях тот же газ в других скважинах дал бы больше нефти, поэтому газ ей не дают, хотя на участке от 15 до 25 тыс. её предельная отдача, $5/10 = 0{,}5$ , равна общей. Пока газ дорог, такая скважина ждёт, когда газа станет больше.
6
Почему снижение давления в сепараторе не всегда увеличивает добычу газлифтных скважин?
Жауабын көрсету
Ниже давление в сепараторе — ниже давление на устьях, и каждая скважина при том же газе даёт больше. Но газ на компрессор приходит из того же сепаратора: давление всасывания падает, степень сжатия растёт, и компрессор даёт меньше газа — особенно если его производительность ограничена объёмом газа на всасывании. Когда потеря газа обходится дороже, чем выигрыш от меньшего противодавления, добыча падает. Давление в сепараторе, компрессор и распределение газа подбирают вместе.

Жаңартылған: 19 октября 2026 г.