Проектирование газлифта

Кратко о главном

Проект начинают с режима: при каком расходе газа и на какой глубине его вводить. Наибольшая глубина, на которой газ при заданном давлении ещё входит в НКТ, — точка равновесия; рабочий клапан ставят немного выше неё, оставляя запас по давлению.
Пусковые клапаны расставляют сверху вниз. Первый — где жидкость глушения, вытесняемая газом, уравновешивает давление газа (с небольшим запасом). Каждый следующий — где жидкость, оставшаяся ниже предыдущего клапана, уравновешивает газ: в НКТ над предыдущим клапаном при этом уже газожидкостная смесь, её давление берут по расчётной линии — давлению в трубах при проектном режиме.
Каждый следующий клапан настраивают на открытие при меньшем давлении газа на устье — на ступень $\Delta p_{\text{ступ}}$ . Так верхний клапан закрывается раньше нижнего, а в работе газ остаётся ниже давлений закрытия всех пусковых клапанов. Цена ступеней — давление: на $N$ пусковых клапанов газ в работе теряет $N\,\Delta p_{\text{ступ}}$ , и рабочий клапан встаёт выше.
С глубиной клапаны сходятся всё теснее; ближе минимального интервала их не ставят, поэтому нижние клапаны поднимают и заново проверяют, что газ откроет каждый следующий.
Проект рассчитывают на весь срок: с падением пластового давления и ростом расхода газа ввод можно перенести глубже, если ниже рабочего клапана оставлены запасные камеры. Глубину переноса ограничивает не только давление газа в работе, но и пуск — пусковые клапаны должны довести газ до новой камеры.
Энергия на сжатие газа растёт с давлением системы медленно, по логарифму; давление системы ограничивают стоимость компрессора и давления, на которые рассчитаны трубопроводы, устьевое оборудование и обсадная колонна.

Ключевые соотношения

p_{\text{г}}(H_{\text{р}}) - \Delta p_{\text{кл}} = p_{\text{т}}(H_{\text{р}})

точка равновесия: газ ещё входит в НКТ при рабочем режиме

p_{\text{т,р}}(H_n) + \rho_{\text{ж}} g\,(H_{n+1} - H_n) = p_{\text{г}}\big(H_{n+1};\ p_{\text{у},n+1}\big) - \Delta p_{\text{зап}}

наибольшая глубина следующего пускового клапана

p_{\text{у},n} = p_{\text{пуск}} - (n - 1)\,\Delta p_{\text{ступ}}

давление газа на устье, при котором открывается клапан $n$

p_{\text{г,у}}^{\text{раб}} < p_{\text{пуск}} - N\,\Delta p_{\text{ступ}}

предел давления газа в работе при $N$ пусковых клапанах

Где чаще всего ошибаются

Ставить рабочий клапан прямо в точку равновесия: при малейшем падении давления в системе газ уйдёт на верхний клапан.
Настраивать все пусковые клапаны на одно давление: верхние не закроются, газ пойдёт в трубы в нескольких местах.
Округлять глубину клапана вниз по стволу: глубже расчётной газ его не откроет, и пуск остановится.
Проектировать только на сегодняшние условия и не оставлять камер ниже рабочего клапана.
Судить о давлении газовой системы по энергии на сжатие: она растёт лишь по логарифму давления, а решают стоимость и прочность оборудования.

После урока вы сможете

перечислить данные, нужные для проекта, и объяснить, чем грозит ошибка в каждом из них;
найти точку равновесия — наибольшую глубину ввода газа при заданных давлении и расходе газа — и выбрать глубину рабочего клапана с запасом;
расставить пусковые клапаны, управляемые давлением газа: глубина первого по жидкости глушения, следующих — по расчётной линии давления в НКТ со ступенью давления на каждый клапан, с минимальным интервалом;
проверить проект: порядок закрытия пусковых клапанов, предел давления газа в работе, запас до давлений открытия;
оценить, что даёт более высокое давление в газовой системе, и почему решает не энергия, а оборудование;
заложить в проект падение пластового давления и рост обводнённости: запасные камеры, перенос рабочего клапана, проверка пуска на будущие условия; знать, что меняется в проекте периодического газлифта с плунжером.

Что решает проект и с чего он начинается

Газлифтная установка — это НКТ со скважинными камерами (скважинные камеры), клапаны в этих камерах и газовая система на поверхности. Проект отвечает на четыре вопроса: какой режим нужен скважине (расход газа и глубина ввода), как её пустить (где и с какой настройкой поставить пусковые клапаны), что нужно от поверхности (давление и объём газа) и как установка будет работать через годы. Принцип газлифта и выбор режима разобраны в уроке Газлифт: принцип и подбор режима, устройство клапанов, пуск и настройка на стенде — в уроке Пуск газлифтной скважины: клапаны и скважинные камеры; здесь они складываются в расчёт одной скважины.

Данные для проекта газлифта

Данные: Конструкция: глубины по вертикали и по стволу, НКТ, колонна, пакер, тип камер
Что от них зависит: давления в трубах и затрубье, где можно поставить камеры
Если ошибиться: камера в интервале сильного искривления, куда не пройдёт канатный инструмент

Данные: Пласт: давление, коэффициент продуктивности, давление насыщения
Что от них зависит: дебит и давление в НКТ на глубине ввода
Если ошибиться: давление в трубах выше расчётного — газ не дойдёт до рабочего клапана

Данные: Продукция: обводнённость, газовый фактор, плотности, вязкость
Что от них зависит: вес столба и трение в НКТ
Если ошибиться: то же; со временем обводнённость растёт — проект на сегодня устареет

Данные: Температура: пластовая и потока на устье при разных дебитах
Что от них зависит: давление азота в камерах клапанов
Если ошибиться: клапаны откроются не при тех давлениях, пуск остановится

Данные: Газ: давление и объём, которые даст система, состав, влага
Что от них зависит: глубина ввода, число пусковых клапанов
Если ошибиться: газа меньше или давление ниже — рабочий клапан окажется слишком глубоко

Данные: Жидкость глушения и её уровень
Что от них зависит: глубина и шаг пусковых клапанов
Если ошибиться: тяжелее расчётной — газ не вытеснит её до следующего клапана

Данные: Давление на устье НКТ, сепаратор, выкидная линия
Что от них зависит: весь профиль давления в НКТ
Если ошибиться: противодавление выше — дебит ниже, клапаны работают не так

Данные	Что от них зависит	Если ошибиться
Конструкция: глубины по вертикали и по стволу, НКТ, колонна, пакер, тип камер	давления в трубах и затрубье, где можно поставить камеры	камера в интервале сильного искривления, куда не пройдёт канатный инструмент
Пласт: давление, коэффициент продуктивности, давление насыщения	дебит и давление в НКТ на глубине ввода	давление в трубах выше расчётного — газ не дойдёт до рабочего клапана
Продукция: обводнённость, газовый фактор, плотности, вязкость	вес столба и трение в НКТ	то же; со временем обводнённость растёт — проект на сегодня устареет
Температура: пластовая и потока на устье при разных дебитах	давление азота в камерах клапанов	клапаны откроются не при тех давлениях, пуск остановится
Газ: давление и объём, которые даст система, состав, влага	глубина ввода, число пусковых клапанов	газа меньше или давление ниже — рабочий клапан окажется слишком глубоко
Жидкость глушения и её уровень	глубина и шаг пусковых клапанов	тяжелее расчётной — газ не вытеснит её до следующего клапана
Давление на устье НКТ, сепаратор, выкидная линия	весь профиль давления в НКТ	противодавление выше — дебит ниже, клапаны работают не так

Модель потока в НКТ, по которой ведут расчёт, проверяют по замерам давления в работающих скважинах того же месторождения.

Данные никогда не бывают точными, поэтому сначала выбирают расчётный случай. Проект «на ожидаемые условия» ставит рабочий клапан как можно глубже по лучшим оценкам: скважина даёт больше, но если давление в НКТ окажется выше или жидкость глушения тяжелее, газ остановится на верхнем клапане, и понадобятся канатные работы. Проект «с запасом» закладывает запасы в давлениях и глубинах: скважина пустится почти наверняка, но рабочий клапан выше и добыча меньше. Выбор зависит от цены вмешательства: на кустовой площадке на суше канатные работы сравнительно быстры и недороги, на морской и тем более подводной скважине каждый спуск инструмента стоит дорого — там проектируют осторожнее.

Порядок проектирования

1
Скважина и модель
собирают данные, проверяют модель притока и потока в НКТ по замерам, убеждаются, что без газа скважина не работает или работает плохо.
2
Режим
по давлению газа и расходу, который может дать система, находят точку равновесия и ставят рабочий клапан немного выше неё (следующий раздел).
3
Пусковые клапаны
сверху вниз находят глубины пусковых клапанов, со ступенью давления и минимальным интервалом; добавляют запасные камеры ниже рабочего клапана.
4
Настройка
по давлениям у клапанов и температуре считают давления азота и давления открытия на стенде (настройка на стенде), подбирают отверстие рабочего клапана.
5
Проверки
порядок закрытия клапанов, давление газа в работе ниже давлений закрытия, пуск при более холодной скважине, режим через несколько лет.
6
Поверхность
давление и объём газа на все скважины, ступени компрессора, давления, на которые рассчитаны линии и устьевое оборудование.

Режим: точка равновесия и глубина рабочего клапана

Газ входит в НКТ там, где его давление в затрубье превышает давление в трубах на перепад, нужный рабочему клапану (условие ввода газа). Давление в НКТ на глубине ввода зависит от режима: чем глубже ввод, тем больше дебит и тем выше давление в трубах у клапана, а давление газа с глубиной растёт медленно. Поэтому при заданных давлении газа на устье и расходе газа есть наибольшая глубина ввода — точка равновесия (point of balance): глубже неё газ при рабочем режиме в трубы не войдёт.

Точку равновесия удобно искать на графике давление — глубина. Для каждого расхода газа строят кривую: какое давление газа нужно у клапана, если ввод на этой глубине (давление в НКТ при рабочем режиме плюс перепад на клапане). Рядом — линии давления газа в затрубье при разных давлениях на устье. Пересечение и есть точка равновесия. Больше газа — смесь легче, давление в трубах ниже, точка равновесия глубже; выше давление газа на устье — тоже глубже.

РасчётТочка равновесия скважины из примеров (расчёт по учебной модели урока). Сплошные кривые — давление газа, нужное у рабочего клапана при вводе на данной глубине, для 30, 50 и 70 тыс. м³/сут газа; штриховые — давление газа в затрубье при 8,1, 9,1 и 10,1 МПа на устье. При 9,1 МПа и 50 тыс. м³/сут газ входит в НКТ не глубже 2501 м (точка).

Расчётный примерГде поставить рабочий клапан

Исходные данные (условные)

Скважина: вертикальная; середина интервала перфорации на 2650 м, пакер на 2615 м; НКТ 89 мм (внутренний диаметр 76 мм)
Пласт: $\bar p_R = 22{,}0$ МПа, $J = 14$ м³/(сут·МПа); забойное давление выше давления насыщения
Продукция: обводнённость 50 %, газовый фактор 60 м³/м³ (газожидкостное отношение пласта 30 м³/м³), плотность жидкости 1000 кг/м³; давление в НКТ на устье 1,6 МПа
Газ: относительная плотность 0,7, средняя температура в затрубье 323,15 К; перепад на рабочем клапане 0,5 МПа; месторождение может дать скважине до 50 тыс. м³/сут; давление газа на устье затрубья в работе — не выше 9,1 МПа (на 0,5 МПа ниже давления системы, 9,6 МПа: запас на ступени пусковых клапанов, проверяется в следующем примере)
Модель: как в уроке Газлифт: принцип и подбор режима: модель дрейфа для НКТ, столб газа со средним $Z$ ; данные условные

Решение

Статический уровень: $H_{\text{ст}} = 2650 - \dfrac{(22{,}0 - 0{,}1)\cdot 10^6}{1000\cdot 9{,}81} = 418$ м ниже устья. Без газа скважина не работает.
Точки равновесия при 9,1 МПа на устье (таблица ниже): 40 тыс. м³/сут газа — 2404 м и 122,2 м³/сут жидкости, 50 — 2501 м и 134,1 м³/сут, 60 — 2570 м и 142,6 м³/сут.
Около 50 тыс. м³/сут каждая добавочная тысяча кубометров газа даёт $\dfrac{142{,}6 - 122{,}2}{60 - 40} = 1{,}02$ м³ жидкости — в несколько раз больше, чем нужно, чтобы окупить газ: $\dfrac{20}{251{,}6\cdot 0{,}5} = 0{,}159$ м³ на тыс. м³ при условных цене нефти и стоимости газа урока о газлифте. Газ выгоден, ограничение — сколько его даёт месторождение: 50 тыс. м³/сут.
Рабочий клапан ставят на 50 м выше точки равновесия, в камеру на 2450 м. Режим там: дебит 131,3 м³/сут, давление в НКТ у клапана 10,657 МПа, газ у клапана нужен под давлением $10{,}657 + 0{,}5 = 11{,}157$ МПа.
Давление газа на устье по формуле газового столба при среднем $\bar Z = 0{,}8072$ : показатель $\dfrac{0{,}03418\cdot 0{,}7\cdot 2450}{0{,}8072\cdot 323{,}15} = 0{,}2247$ , $p_{\text{г,у}} = 11{,}157\,e^{-0{,}2247} = 8{,}912$ МПа — на 0,19 МПа ниже предела 9,1 МПа.

Ответ: Рабочий клапан — в камере на 2450 м, газ — 50 тыс. м³/сут: скважина даст около 131 м³/сут жидкости (66 м³/сут нефти) при давлении газа на устье 8,91 МПа.

Что это значит. Пятьдесят метров выше точки равновесия стоят 2,8 м³/сут жидкости (2 %), зато дают запас 0,19 МПа: на колебания давления в системе, ошибку в коэффициенте продуктивности и в модели потока. Будь клапан в самой точке равновесия, малейшее падение давления газа или рост давления в НКТ перенесли бы ввод на верхний клапан. Камеры глубже 2450 м не пустуют: в них оставляют глухие пробки на будущее (раздел о сроке службы). Данные примера условные.

Точка равновесия при 9,1 МПа на устье затрубья: скважина из примера

Газ, тыс. м³/сут: 30
Точка равновесия, м: 2267
Жидкость, м³/сут: 105,4
Нефть, м³/сут: 52,7

Газ, тыс. м³/сут: 40
Точка равновесия, м: 2404
Жидкость, м³/сут: 122,2
Нефть, м³/сут: 61,1

Газ, тыс. м³/сут: 50
Точка равновесия, м: 2501
Жидкость, м³/сут: 134,1
Нефть, м³/сут: 67,1

Газ, тыс. м³/сут: 60
Точка равновесия, м: 2570
Жидкость, м³/сут: 142,6
Нефть, м³/сут: 71,3

Газ, тыс. м³/сут: 70
Точка равновесия, м: 2600 (нижняя камера)
Жидкость, м³/сут: 147,4
Нефть, м³/сут: 73,7

Газ, тыс. м³/сут	Точка равновесия, м	Жидкость, м³/сут	Нефть, м³/сут
30	2267	105,4	52,7
40	2404	122,2	61,1
50	2501	134,1	67,1
60	2570	142,6	71,3
70	2600 (нижняя камера)	147,4	73,7

При 70 тыс. м³/сут газ дошёл бы до нижней камеры на 2600 м — глубже камер нет. Расчёт по учебной модели урока; перепад на рабочем клапане 0,5 МПа. Данные условные.

Расстановка пусковых клапанов

Чтобы газ дошёл до рабочего клапана, жидкость глушения вытесняют по частям (почему газ не доходит сразу). Расстановка отвечает на вопрос: как глубоко можно поставить каждый следующий клапан, чтобы газ его ещё открыл. Ниже работающего клапана в затрубье и в трубах ещё стоит жидкость глушения; выше него в НКТ — газожидкостная смесь. Газ откроет следующий клапан, если на его глубине давление газа превышает давление этой жидкости.

Какое давление в НКТ у работающего пускового клапана брать? Его заранее не знают: оно зависит от того, сколько газа идёт через клапан и что даёт пласт в эту минуту. Принято брать расчётную линию — давление в НКТ при проектном режиме (дебит и газ, ввод через рабочий клапан). Пока газ входит выше, дебит меньше проектного, и давление в трубах у верхних клапанов обычно ниже линии; так расчёт оставляет запас.

Наибольшая глубина следующего пускового клапана

p_{\text{т,р}}(H_n) + \rho_{\text{ж}}\,g\,(H_{n+1} - H_n) = p_{\text{г}}\big(H_{n+1};\ p_{\text{у},n+1}\big) - \Delta p_{\text{зап}},\qquad p_{\text{у},n} = p_{\text{пуск}} - (n - 1)\,\Delta p_{\text{ступ}}

где:

$H_n,\ H_{n+1}$ глубины по вертикали работающего клапана и следующего, м
$p_{\text{т,р}}(H_n)$ давление в НКТ на глубине $H_n$ по расчётной линии; для первого клапана — давление на устье НКТ $p_{wh}$ при $H_0 = 0$ , МПа
$\rho_{\text{ж}}$ плотность жидкости глушения; $\rho_{\text{ж}} g$ переводят в МПа/м множителем $10^{-6}$ , кг/м³
$p_{\text{г}}(H;\ p_{\text{у}})$ давление газа в затрубье на глубине $H$ при давлении $p_{\text{у}}$ на устье — по формуле газового столба (давление газа в затрубье), МПа
$p_{\text{у},n}$ давление газа на устье затрубья, при котором открывается клапан $n$ , МПа
$p_{\text{пуск}}$ пусковое давление — давление газа на устье при пуске, МПа
$\Delta p_{\text{ступ}}$ ступень: на столько каждый следующий клапан открывается при меньшем давлении на устье, МПа
$\Delta p_{\text{зап}}$ запас: на столько газ у открывающегося клапана должен превышать давление жидкости, МПа

Единицы: метрические промысловые; давления абсолютные

Справедливо, если

скважина вертикальная (в наклонной глубины по вертикали пересчитывают в глубины по стволу для камер);
ниже работающего клапана в затрубье и в НКТ — жидкость глушения, а уровень в трубах держится у этого клапана; трение жидкости при вытеснении не учтено — его покрывает запас;
давление в НКТ у работающего клапана — по расчётной линии; через клапан проходит газ, достаточный для такого режима.

Слева — давление жидкости глушения на глубине следующего клапана, справа — давление газа за вычетом запаса. Глубина, при которой они равны, — наибольшая; клапан ставят на неё или выше. Чем тяжелее жидкость глушения, выше давление в НКТ у работающего клапана и больше ступень и запас, тем ближе следующий клапан.

Зачем ступень? Когда газ дошёл до клапана $n + 1$ и идёт в трубы через два клапана, давление газа в затрубье падает. Клапан $n$ должен закрыться раньше, чем $n + 1$ : для этого давление закрытия верхнего клапана, приведённое к устью, должно быть выше, чем у нижнего. Давление закрытия клапана меньше давления открытия на разность $k_{\text{т}}(p_{\text{з}} - p_{\text{т}})$ (разность давлений открытия и закрытия), а у верхних клапанов она больше: давление в трубах там ниже. Ступень покрывает эту разницу и ошибки настройки. Её выбирают по характеристике клапанов: тем больше, чем сильнее клапан чувствует давление в трубах и чем хуже данные; для обычных клапанов, управляемых давлением газа, в проектах встречаются ступени около 0,14–0,34 МПа (20–50 psi). В примере урока принята меньшая, 0,1 МПа: проверка паспорта ниже показывает, что этим клапанам её хватает, но с малым запасом. Платят за неё давлением: в работе газ должен быть ниже давлений закрытия всех пусковых клапанов, то есть ниже $p_{\text{пуск}} - N\,\Delta p_{\text{ступ}}$ при $N$ пусковых клапанах.

Откуда метод

Так расставляют клапаны, управляемые давлением газа, по классическому графическому методу с проверочными расчётами. Американский нефтяной институт (API) описывал его в рекомендованной практике для непрерывного газлифта RP 11V6; с 2020 года она вместе с другими его рекомендациями по газлифту вошла в справочник RP 19GLHB. В уроке вместо прямых градиентов — давление газа по формуле газового столба и расчётная линия по модели потока; ручной вариант с постоянными градиентами — в дополнительном разделе.

Запас $\Delta p_{\text{зап}}$ покрывает ошибки в плотности жидкости глушения и глубинах, трение при вытеснении и перепад, нужный, чтобы газ пошёл через седло.
Минимальный интервал. Ближе определённого расстояния клапаны не ставят: разница давлений между близкими клапанами становится меньше ошибок расчёта, и газ начинает идти через два клапана. Интервал выбирают по точности данных: чем хуже известны давления, температуры и жидкость глушения, тем он больше; в примере урока принято 75 м.
Округление. Камеры стоят между трубами, и их глубины подгоняют под длины труб. Двигать клапан можно только вверх по стволу: глубже наибольшей глубины газ его не откроет.
Снизу вверх. С глубиной клапаны сходятся: давление в НКТ по расчётной линии растёт быстрее давления газа. Когда интервал выходит меньше минимального, нижние клапаны поднимают, начиная от рабочего, — и снова проверяют, что газ откроет каждый следующий.

Расчётный примерПусковые клапаны для скважины из предыдущего примера

Исходные данные (условные)

Рабочий клапан и режим: камера на 2450 м, 50 тыс. м³/сут газа, 131,3 м³/сут жидкости; расчётная линия — давление в НКТ при этом режиме
Пуск: скважина заполнена до устья рассолом плотностью 1030 кг/м³, НКТ открыты в выкидную линию (1,6 МПа); пусковое давление газа на устье затрубья — давление системы 9,6 МПа
Правила проекта (приняты): ступень 0,1 МПа, запас 0,15 МПа, минимальный интервал 75 м, глубины камер округляют вверх по стволу до 5 м

Решение

Градиент жидкости глушения: $1030\cdot 9{,}81\cdot 10^{-6} = 0{,}010104$ МПа/м.
Клапан 1: $1{,}6 + 0{,}010104\,H = 9{,}6\,e^{H/10\,910} - 0{,}15$ , где $10\,910 = \dfrac{0{,}8078\cdot 323{,}15}{0{,}03418\cdot 0{,}7}$ м — высота, на которой давление газа растёт в $e$ раз, при среднем $\bar Z = 0{,}8078$ . Подбором $H = 854{,}3$ м: обе части равны около 10,23 МПа. Клапан ставят на 850 м.
Клапан 2: на 850 м по расчётной линии в НКТ 4,188 МПа; $4{,}188 + 0{,}010104\,(H - 850) = 9{,}5\,e^{H/10\,873} - 0{,}15$ при $\bar Z = 0{,}8050$ ; подбором $H = 1500{,}0$ м, обе части около 10,76 МПа. Клапан — на 1495 м.
Так же клапаны 3, 4 и 5 (газ на устье 9,4; 9,3 и 9,2 МПа): наибольшие глубины 1948,0, 2232,8 и 2397,6 м, после округления 1945, 2230 и 2395 м.
От клапана 5 газ при 9,1 МПа на устье открыл бы рабочий клапан, но между ними всего $2450 - 2395 = 55$ м — меньше 75 м. Клапан 5 поднимают на $2450 - 75 = 2375$ м; проверка: от 2375 м (в НКТ 10,303 МПа) газ при 9,1 МПа вытеснит жидкость до 2471 м — глубже рабочего клапана.

Ответ: Пять пусковых клапанов — на 850, 1495, 1945, 2230 и 2375 м, рабочий — на 2450 м; интервалы 850, 645, 450, 285, 145 и 75 м. В работе давление газа на устье должно быть ниже

9{,}6 - 5\cdot 0{,}1 = 9{,}1

МПа — как и было принято в первом примере.

Что это значит. Первый клапан задают пусковое давление и жидкость глушения, следующие — расчётная линия: чем выше давление в НКТ у работающего клапана, тем короче следующий шаг. Интервалы сокращаются с глубиной, и у рабочего клапана приходится вмешиваться правилу минимального интервала. Если бы пусковых клапанов понадобилось шесть, предел давления в работе стал бы 9,0 МПа, и рабочий клапан пришлось бы поднимать, — поэтому глубину рабочего клапана и число пусковых находят вместе, иногда за несколько проходов. Данные примера условные.

РасчётРасстановка клапанов на графике давление — глубина (расчёт по учебной модели урока). Сплошная кривая — давление в НКТ в работе: выше рабочего клапана это расчётная линия, ниже — столб жидкости. Штриховые отрезки — жидкость глушения ниже устья и ниже каждого пускового клапана; серые штриховые линии — газ в затрубье при пуске, при 9,6 МПа на устье (открытие клапана 1) и при 9,1 МПа (рабочий клапан); оранжевая линия — газ в работе, 8,91 МПа на устье. Слева — колонна НКТ: цифры — пусковые клапаны, Р — рабочий клапан, пустые квадраты — запасные камеры.

Расстановка клапанов: наибольшие глубины и принятые

Клапан, глубина: 1, 850 м
Наибольшая глубина, м: 854,3
Интервал, м: 850
Газ на устье при открытии, МПа: 9,6
В НКТ по расчётной линии, МПа: 4,188

Клапан, глубина: 2, 1495 м
Наибольшая глубина, м: 1500,0
Интервал, м: 645
Газ на устье при открытии, МПа: 9,5
В НКТ по расчётной линии, МПа: 6,521

Клапан, глубина: 3, 1945 м
Наибольшая глубина, м: 1948,0
Интервал, м: 450
Газ на устье при открытии, МПа: 9,4
В НКТ по расчётной линии, МПа: 8,368

Клапан, глубина: 4, 2230 м
Наибольшая глубина, м: 2232,8
Интервал, м: 285
Газ на устье при открытии, МПа: 9,3
В НКТ по расчётной линии, МПа: 9,632

Клапан, глубина: 5, 2375 м
Наибольшая глубина, м: 2397,6
Интервал, м: 145
Газ на устье при открытии, МПа: 9,2
В НКТ по расчётной линии, МПа: 10,303

Клапан, глубина: рабочий, 2450 м
Наибольшая глубина, м: 2471,2
Интервал, м: 75
Газ на устье при открытии, МПа: 9,1 при пуске
В НКТ по расчётной линии, МПа: 10,657

Клапан, глубина	Наибольшая глубина, м	Интервал, м	Газ на устье при открытии, МПа	В НКТ по расчётной линии, МПа
1, 850 м	854,3	850	9,6	4,188
2, 1495 м	1500,0	645	9,5	6,521
3, 1945 м	1948,0	450	9,4	8,368
4, 2230 м	2232,8	285	9,3	9,632
5, 2375 м	2397,6	145	9,2	10,303
рабочий, 2450 м	2471,2	75	9,1 при пуске	10,657

Наибольшая глубина каждого клапана — от предыдущего клапана в принятом положении. Клапан 5 поднят с 2395 до 2375 м ради интервала 75 м до рабочего клапана. Ниже рабочего клапана — запасные камеры на 2525 и 2600 м с глухими пробками. Данные условные.

Паспорт установки и проверки проекта

Когда глубины известны, каждому пусковому клапану подбирают седло и назначают давление открытия. Седло должно пропустить столько газа, чтобы давление в НКТ у работающего клапана не превышало расчётной линии, — иначе следующий клапан окажется глубже, чем газ сможет его открыть; берут самое малое седло, которое это делает. Давление открытия: у клапана $n$ газ на устье $p_{\text{у},n}$ , давление в НКТ — по расчётной линии. По балансу сил находят давление азота в камере при температуре клапана — оно же давление закрытия у клапана, а по поправке на температуру — давление открытия на стенде (баланс сил, настройка на стенде). Температуру клапанов берут по прямой от температуры потока на устье при проектном дебите до пластовой: в примере — от 35 °C до 88 °C на 2650 м.

Паспорт газлифтной установки скважины из примеров

Клапан: глубина; седло: 1: 850 м; 4,8 мм
Открытие на устье, МПа: 9,60
Азот = закрытие у клапана, МПа: 10,154
Закрытие на устье, МПа: 9,395
Открытие на стенде, МПа изб.: 9,141

Клапан: глубина; седло: 2: 1495 м; 4,8 мм
Открытие на устье, МПа: 9,50
Азот = закрытие у клапана, МПа: 10,742
Закрытие на устье, МПа: 9,365
Открытие на стенде, МПа изб.: 9,271

Клапан: глубина; седло: 3: 1945 м; 6,4 мм
Открытие на устье, МПа: 9,40
Азот = закрытие у клапана, МПа: 11,060
Закрытие на устье, МПа: 9,250
Открытие на стенде, МПа изб.: 9,555

Клапан: глубина; седло: 4: 2230 м; 6,4 мм
Открытие на устье, МПа: 9,30
Азот = закрытие у клапана, МПа: 11,308
Закрытие на устье, МПа: 9,209
Открытие на стенде, МПа изб.: 9,598

Клапан: глубина; седло: 5: 2375 м; 7,9 мм
Открытие на устье, МПа: 9,20
Азот = закрытие у клапана, МПа: 11,339
Закрытие на устье, МПа: 9,113
Открытие на стенде, МПа изб.: 9,895

Клапан: глубина; седло: рабочий: 2450 м; отверстие 8,9 мм
Открытие на устье, МПа: 8,91 (в работе)
Азот = закрытие у клапана, МПа: —
Закрытие на устье, МПа: —
Открытие на стенде, МПа изб.: —

Клапан: глубина; седло: 2525 и 2600 м
Открытие на устье, МПа: —
Азот = закрытие у клапана, МПа: глухие пробки
Закрытие на устье, МПа: —
Открытие на стенде, МПа изб.: —

Клапан: глубина; седло	Открытие на устье, МПа	Азот = закрытие у клапана, МПа	Закрытие на устье, МПа	Открытие на стенде, МПа изб.
1: 850 м; 4,8 мм	9,60	10,154	9,395	9,141
2: 1495 м; 4,8 мм	9,50	10,742	9,365	9,271
3: 1945 м; 6,4 мм	9,40	11,060	9,250	9,555
4: 2230 м; 6,4 мм	9,30	11,308	9,209	9,598
5: 2375 м; 7,9 мм	9,20	11,339	9,113	9,895
рабочий: 2450 м; отверстие 8,9 мм	8,91 (в работе)	—	—	—
2525 и 2600 м	—	глухие пробки	—	—

Пусковые клапаны — сильфонные, управляемые давлением газа, с сильфоном 5,0 см²: при седле 4,8; 6,4 и 7,9 мм $R$ = 0,0362; 0,0643; 0,0980. Температуры клапанов 52,0; 64,9; 73,9; 79,6; 82,5 °C, коэффициенты $C_T$ 0,8764; 0,8397; 0,8158; 0,8014; 0,7942; давление открытия на стенде — $C_T\,(p_{\text{з}} - 0{,}101)/(1 - R)$ , округлённое до 0,001 МПа. Отверстие рабочего клапана пропускает 50 тыс. м³/сут при перепаде 0,5 МПа и 84,0 °C (расход газа через отверстие). Данные условные.

Порядок закрытия. Давления закрытия, приведённые к устью, убывают сверху вниз: 9,395; 9,365; 9,250; 9,209; 9,113 МПа. Значит, когда газ идёт через два соседних клапана и давление падает, верхний закрывается первым; а если давление упадёт ниже обоих, нижний откроется снова раньше верхнего — у него ниже и давление открытия.
Самое узкое место — первые клапаны. У клапана 1 разность давлений открытия и закрытия 0,22 МПа у клапана: давление в трубах там низкое, 4,19 МПа. Приведённые к устью, разности у клапанов 1 и 2 — 0,205 и 0,135 МПа, и окно между их давлениями закрытия — всего $0{,}1 - (0{,}205 - 0{,}135) = 0{,}030$ МПа: ступень меньше 0,07 МПа нарушила бы порядок закрытия.
Давление в работе. На устье нужно 8,91 МПа — на 0,20 МПа ниже давления закрытия самого нижнего пускового клапана: в работе все они закрыты, газ входит только через рабочий клапан.
Сёдла. Чтобы давление в НКТ у работающего клапана не превысило расчётную линию, клапанам 2–5 нужно пропустить 27; 37; 44; 48 тыс. м³/сут газа — тем больше, чем глубже клапан. Клапану 1 это правило ответа не даёт: при вводе газа на 850 м скважина начинает работать лишь при 20 тыс. м³/сут, и давление в НКТ у клапана тогда уже ниже расчётной линии, — ему хватает самого малого седла. Седло 4,8 мм при давлении открытия пропускает 33; 33; 31; 26; 21: его хватает только клапанам 1 и 2, клапанам 3 и 4 нужно 6,4 мм, клапану 5 — 7,9 мм. С меньшим седлом пуск остановился бы: газа не хватило бы, давление в трубах у клапана поднялось бы выше расчётной линии, и газ не дошёл бы до следующего клапана. Большее седло увеличивает $R$ и разность давлений открытия и закрытия — поэтому порядок закрытия проверяют уже с выбранными сёдлами.
Пуск в холодной скважине. При пуске дебит мал и скважина холоднее, чем в работе: азот в камерах холоднее, клапаны открываются и закрываются при меньшем давлении газа. Пуск проверяют и при более низких температурах клапанов; если запасов не хватает, давления открытия корректируют (какую температуру брать).

Запасы складываются

Ступень, запас у клапана, минимальный интервал, расчётная линия с запасом, более холодная температура — каждый запас по отдельности невелик, но все вместе поднимают рабочий клапан. В примере пять ступеней по 0,1 МПа отняли у газа в работе 0,5 МПа: при 9,6 МПа на устье газ при 50 тыс. м³/сут дошёл бы до нижней камеры на 2600 м, а при 9,1 МПа точка равновесия — 2501 м. Поэтому запасы берут обоснованные, а точные данные — замеры давления и температуры в скважине, проверенные клапаны — окупаются глубиной ввода.

Давление в газовой системе и компрессор

Давление газа на устьях задают при проектировании компрессорной станции и газопроводов, и потом его почти не меняют. Чем оно выше, тем глубже рабочий клапан и тем меньше нужно пусковых клапанов: верхний встаёт глубже, а ступени съедают меньшую долю давления. Компрессор, однако, должен выдать давление на устье плюс потери в газопроводе и на регулирующем штуцере, а оборудование — выдержать его с запасом.

Расчётный примерЧто даёт лишний мегапаскаль в системе

Исходные данные (условные)

Скважина и правила проекта: из предыдущих примеров; 50 тыс. м³/сут газа; рабочий клапан — на 50 м выше точки равновесия (с округлением вверх до 25 м), предел давления в работе — давление системы минус ступень на каждый пусковой клапан
Давление системы на устье при пуске: 8,6; 9,6 или 10,6 МПа
Компрессор: всасывание 0,7 МПа, нагнетание — давление на устье плюс 0,4 МПа потерь в газопроводе; затрачивает в $1/0{,}65$ раза больше идеального изотермического сжатия, как в уроке о газлифте; электроэнергия условно 0,06 долл. за кВт·ч

Решение

Проект для каждого давления повторяют целиком (таблица ниже): при 8,6 МПа — 5 пусковых клапанов, рабочий на 2175 м, 115,0 м³/сут жидкости; при 9,6 — 5, 2450 м, 131,3 м³/сут; при 10,6 — 4, 2550 м, 136,8 м³/сут.
Мощность сжатия на 50 тыс. м³/сут: $N = \dfrac{1{,}173\cdot 50\cdot\ln(p_{\text{нагн}}/0{,}7)}{0{,}65}$ — 230,4, 239,9 и 248,5 кВт при нагнетании 9,0; 10,0 и 11,0 МПа.
От 8,6 к 9,6 МПа: нефти больше на $(131{,}3 - 115{,}0)\cdot 0{,}5 = 8{,}15$ м³/сут, то есть на $8{,}15\cdot 251{,}6 = 2051$ долл./сут; электроэнергии — на $(239{,}9 - 230{,}4)\cdot 24\cdot 0{,}06 = 13{,}7$ долл./сут.
От 9,6 к 10,6 МПа: нефти больше на $(136{,}8 - 131{,}3)\cdot 0{,}5 = 2{,}75$ м³/сут (692 долл./сут), энергии — на $(248{,}5 - 239{,}9)\cdot 24\cdot 0{,}06 = 12{,}4$ долл./сут. Прибавка нефти в 3,0 раза меньше: газ и так дошёл почти до низа скважины.

Ответ: Каждый мегапаскаль давления системы стоит 12,4–13,7 долл. электроэнергии в сутки на скважину, а даёт в этом примере от 692 до 2051 долл. добавочной нефти — до тех пор, пока рабочий клапан не дошёл до низа скважины.

Что это значит. Энергия на сжатие растёт по логарифму давления и почти не зависит от того, 9 или 11 МПа на выходе. Давление системы ограничивает другое: стоимость компрессора (ступеней сжатия, привода), давления, на которые рассчитаны газопроводы, газораспределительная батарея, устьевая арматура и обсадная колонна, безопасность. Поэтому давление выбирают по всему месторождению: сколько скважин выигрывает от более глубокого ввода и сколько стоит оборудование на это давление. Цена нефти — условная цена учебного проекта, данные примера условные.

Проект при разном давлении газовой системы: скважина из примеров, 50 тыс. м³/сут газа

Давление системы, МПа: 8,6
Пусковых клапанов: 5
Рабочий клапан, м: 2175
Жидкость, м³/сут: 115,0
Сжатие, кВт: 230,4

Давление системы, МПа: 9,6
Пусковых клапанов: 5
Рабочий клапан, м: 2450
Жидкость, м³/сут: 131,3
Сжатие, кВт: 239,9

Давление системы, МПа: 10,6
Пусковых клапанов: 4
Рабочий клапан, м: 2550
Жидкость, м³/сут: 136,8
Сжатие, кВт: 248,5

Давление системы, МПа	Пусковых клапанов	Рабочий клапан, м	Жидкость, м³/сут	Сжатие, кВт
8,6	5	2175	115,0	230,4
9,6	5	2450	131,3	239,9
10,6	4	2550	136,8	248,5

Предел давления газа в работе — 8,1; 9,1; 10,2 МПа соответственно; в работе на устье нужно 7,91; 8,91; 9,28 МПа. При 10,6 МПа точка равновесия — у нижней камеры, и рабочий клапан встаёт на 50 м выше неё. Данные условные.

Требования к компрессору складывают по всем скважинам: объём — сумма проектных расходов газа плюс газ на пуск скважин после остановок и на потери; давление — наибольшее, что нужно скважинам при пуске, плюс потери в газопроводах. От давления всасывания до давления нагнетания газ сжимают в несколько ступеней с охлаждением между ними: степень сжатия одной ступени поршневого компрессора обычно не больше трёх–четырёх, а число ступеней выбирают так, чтобы газ на выходе каждой не перегревался. Для 10 МПа при всасывании 0,7 МПа общая степень сжатия $10/0{,}7 \approx 14{,}3$ : две ступени по $\sqrt{14{,}3} \approx 3{,}8$ — на верхнем пределе, три по $\sqrt[3]{14{,}3} \approx 2{,}4$ — с запасом; решает расчёт температуры нагнетания (температура нагнетания). Как устроены компрессоры, разобрано в том же уроке.

Проект на весь срок: падение давления и рост обводнённости

Скважину проектируют на годы. Пластовое давление падает, обводнённость растёт: жидкость тяжелеет, газа пласта меньше, дебит снижается. Чтобы удержать нефть, газа дают больше, и точка равновесия уходит глубже; падение давления в пласте тоже помогает — давление в НКТ у клапана снижается. Перенести ввод глубже можно канатной техникой, без подъёма труб (замена клапанов), — но только в камеру, которая уже есть. Поэтому ниже рабочего клапана до самого пакера ставят запасные камеры с глухими пробками.

Глубину переноса ограничивают два условия. В работе газ должен входить через новую камеру при давлении на устье ниже давлений закрытия пусковых клапанов. И при каждом пуске пусковые клапаны должны довести газ до этой камеры: при прежних ступенях каждый добавочный пусковой клапан снижает допустимое давление в работе ещё на ступень. При переносе клапаны переставляют и перенастраивают на новые условия — тем же расчётом, что и при проектировании.

Расчётный примерСкважина через восемь лет: что дают запасные камеры

Исходные данные (условные)

Установка: из предыдущих примеров: пусковые клапаны на 850, 1495, 1945, 2230 и 2375 м, рабочий на 2450 м, запасные камеры на 2525 и 2600 м; пусковое давление 9,6 МПа, ступень 0,1 МПа, запас 0,15 МПа, рассол 1030 кг/м³
Прогноз (условный): пластовое давление 22,0 → 21,0 → 20,0 → 19,0 → 18,0 МПа и обводнённость 50 → 60 → 68 → 75 → 80 % через 0, 2, 4, 6 и 8 лет; газа — 50 тыс. м³/сут, с четвёртого года 70: на месторождении его перераспределяют (Эксплуатация и оптимизация газлифта)
Жидкость: нефть 860 и вода 1140 кг/м³ — плотность смеси растёт с обводнённостью; коэффициент продуктивности тот же

Решение

Для каждого года и каждой камеры проверяют пуск (пусковые клапаны идут в самые глубокие камеры, до которых газ дойдёт; сёдла — по правилу паспорта, давления закрытия убывают сверху вниз) и режим (давление на устье ниже давления закрытия нижнего пускового клапана) — таблица ниже.
Первые два года рабочий клапан остаётся на 2450 м: при 50 тыс. м³/сут газ в камеру 2525 м потребовал бы на устье 9,19 и 9,22 МПа — выше предела 9,1 МПа.
На четвёртый год, при 70 тыс. м³/сут, в работе газ вошёл бы и в нижнюю камеру — на устье нужно 9,03 МПа, — но пусковые клапаны доведут его только до 2525 м: от камеры 2525 м газ вытеснит рассол лишь до 2573 м. Рабочий клапан переносят на 2525 м, в камеру 2450 м ставят шестой пусковой клапан. Жидкости 114,4 м³/сут вместо 109,5 м³/сут, если бы ввод остался на 2450 м.
К восьмому году давление в пласте и в НКТ ниже, и газ при пуске доходит до 2600 м: жидкости 93,7 м³/сут вместо 83,5, нефти 18,74 вместо 16,70 м³/сут (+12,2 %).

Ответ: Запасные камеры позволяют с четвёртого года переносить ввод глубже — на 2525, а затем на 2600 м — и держать на 4,5–12,2 % больше нефти, чем с вводом на 2450 м.

Что это значит. Прибавка от переноса ввода невелика в каждом году, но складывается за годы и стоит лишь нескольких канатных спусков. Пример показывает и то, что легко упустить: глубину ввода ограничивает не только давление газа в работе, но и пуск. Камера 2600 м в четвёртый год была бы доступна по давлению в работе, но недоступна при пуске со ступенями по 0,1 МПа — её открыли бы пуск азотом или перерасчёт ступеней, но не простая перестановка клапанов. Данные примера условные.

Рабочий клапан по годам: скважина из примеров

Год: 0
Пласт: давление, МПа; обводнённость, %: 22,0; 50
Газ, тыс. м³/сут: 50
Рабочий клапан, м (пусковых): 2450 (5)
Жидкость, м³/сут: с запасными камерами / только 2450 м: 131,3 / 131,3

Год: 2
Пласт: давление, МПа; обводнённость, %: 21,0; 60
Газ, тыс. м³/сут: 50
Рабочий клапан, м (пусковых): 2450 (5)
Жидкость, м³/сут: с запасными камерами / только 2450 м: 116,1 / 116,1

Год: 4
Пласт: давление, МПа; обводнённость, %: 20,0; 68
Газ, тыс. м³/сут: 70
Рабочий клапан, м (пусковых): 2525 (6)
Жидкость, м³/сут: с запасными камерами / только 2450 м: 114,4 / 109,5

Год: 6
Пласт: давление, МПа; обводнённость, %: 19,0; 75
Газ, тыс. м³/сут: 70
Рабочий клапан, м (пусковых): 2525 (5)
Жидкость, м³/сут: с запасными камерами / только 2450 м: 101,1 / 96,1

Год: 8
Пласт: давление, МПа; обводнённость, %: 18,0; 80
Газ, тыс. м³/сут: 70
Рабочий клапан, м (пусковых): 2600 (6)
Жидкость, м³/сут: с запасными камерами / только 2450 м: 93,7 / 83,5

Год	Пласт: давление, МПа; обводнённость, %	Газ, тыс. м³/сут	Рабочий клапан, м (пусковых)	Жидкость, м³/сут: с запасными камерами / только 2450 м
0	22,0; 50	50	2450 (5)	131,3 / 131,3
2	21,0; 60	50	2450 (5)	116,1 / 116,1
4	20,0; 68	70	2525 (6)	114,4 / 109,5
6	19,0; 75	70	2525 (5)	101,1 / 96,1
8	18,0; 80	70	2600 (6)	93,7 / 83,5

Пусковые клапаны каждый раз перенастраивают на условия года, сёдла подбирают по правилу паспорта (верхним клапанам, как клапану 1 в паспорте, хватает самого малого); камеры, которые пуск пропускает, получают глухие пробки. На четвёртый и восьмой год новому нижнему пусковому клапану (на 2450 и 2525 м) нужно около 65 тыс. м³/сут газа, а седло 7,9 мм пропускает лишь 59 и 55: ему ставят седло 9,5 мм того же клапана (пропускает 85 и 80); порядок закрытия и запас до давления в работе с ним сохраняются. Плотность жидкости — по обводнённости, коэффициент продуктивности неизменен (упрощение). Данные условные.

РасчётДебит жидкости скважины из примеров по годам (расчёт по учебной модели урока): с переносом рабочего клапана в запасные камеры и при вводе только через камеру 2450 м. Подписи — камера, через которую входит газ.

Периодический газлифт и плунжер: что меняется в проекте

Для малодебитных скважин проектируют периодический газлифт (непрерывный и периодический газлифт). Задача другая: не облегчить поток, а быстро вытолкнуть порцию жидкости. Отсюда отличия проекта. Рабочий клапан ставят как можно глубже, почти у пакера, а под ним — обратный клапан, чтобы газ не давил порцию обратно в пласт. Клапан нужен с большим проходным сечением, чтобы газ входил в трубы быстро: клапаны с большим седлом, клапаны с пилотом, открывающиеся полностью, или клапаны, управляемые давлением в трубах, — они открываются, когда над ними накопилась порция (клапаны, управляемые давлением в трубах). Газ на устье подают либо по таймеру регулятора цикла, либо через штуцер, а момент выброса задаёт сам клапан.

При очень низком пластовом давлении в низ труб ставят накопительную камеру — отрезок большего диаметра: та же порция занимает меньшую высоту и меньше давит на пласт. А чтобы газ не прорывался сквозь порцию и часть жидкости не стекала обратно, в трубы ставят плунжер — свободный поршень. Для него внизу нужен упор с пружиной, на устье — ловитель и датчик прихода, а трубы должны быть одного внутреннего диаметра, без сужений, по всей длине хода.

Расчётный примерЧто даёт плунжер малодебитной скважине

Исходные данные (условные)

Скважина и цикл: из примера урока о периодическом газлифте: рабочий клапан на 1750 м, НКТ 73 мм; выброс, когда над клапаном 300 м жидкости; 15 мин на закачку, подъём и стравливание; четверть порции стекает обратно
С плунжером (условно): обратно стекает только 5 % порции; плунжер падает на забой, пока набирается следующая порция, поэтому 15 мин на подъём не меняются; газа за цикл нужно столько же — он заполняет те же трубы

Решение

Без плунжера (пример урока о газлифте): 14,7 цикла в сутки по 0,679 м³ — 10,0 м³/сут, газа 2,70 тыс. м³/сут, 271 м³ на кубометр жидкости.
С плунжером цикл выносит $0{,}95\cdot 300\cdot 0{,}003019 = 0{,}8604$ м³, но следующая порция растёт от 15 м, а не от 75: $t = 5{,}4712\cdot 60\cdot\ln\dfrac{1083 - 15}{1083 - 300} = 101{,}9$ мин ( $\tau$ в часах, 1083 м — высота, до которой поднялась бы жидкость).
Цикл длится $101{,}9 + 15 = 116{,}9$ мин, или $1440/116{,}9 = 12{,}32$ цикла в сутки; жидкости $12{,}32\cdot 0{,}8604 = 10{,}6$ м³/сут.
Газа за цикл те же 184 м³: $12{,}32\cdot 184 = 2{,}27$ тыс. м³/сут, удельный расход 214 м³/м³.

Ответ: Плунжер прибавляет около 6 % жидкости и сокращает расход газа на кубометр жидкости на 21 %.

Что это значит. Главный выигрыш — газ: без стекания каждый кубический метр газа поднимает больше жидкости. Дебит растёт меньше, потому что циклов в сутки становится меньше: порцию приходится набирать почти с нуля. Плунжер должен успеть упасть на забой, пока набирается порция, — здесь у него на это 101,9 мин; время падения зависит от конструкции плунжера, и его замеряют эхолотом, который отслеживает падающий плунжер. Ход плунжера ещё и счищает парафин со стенок труб. Доля стекания с плунжером и без него — условная. Данные примера условные.

Как подбирают и настраивают цикл на работающей скважине, разобрано в уроке Эксплуатация и оптимизация газлифта. Плунжерный лифт без закачки газа, на энергии газа самой скважины, применяют в газовых скважинах с накоплением жидкости (плунжерный лифт).

Термины и обозначения

Точка равновесия: наибольшая глубина, на которой газ при заданных давлении на устье и расходе ещё входит в НКТ при рабочем режиме.
Расчётная линия давления в НКТ: давление в трубах при проектном режиме; по нему считают глубины и настройку пусковых клапанов.
Расстановка газлифтных клапанов: расчёт глубин пусковых клапанов сверху вниз со ступенью давления, запасом и минимальным интервалом.
Ступень давления $\Delta p_{\text{ступ}}$: на столько каждый следующий пусковой клапан открывается при меньшем давлении газа на устье.
Запас $\Delta p_{\text{зап}}$: превышение давления газа над давлением жидкости глушения у открывающегося клапана.
Пусковое давление: давление газа на устье затрубья при пуске; задаёт глубину верхнего пускового клапана.
Запасные камеры: скважинные камеры ниже рабочего клапана с глухими пробками; позволяют перенести ввод газа глубже без подъёма труб.
Паспорт установки: глубины камер, типы, сёдла и давления настройки клапанов, отверстие рабочего клапана, проектный режим.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«Рабочий клапан — в точку равновесия: так глубже всего».

На самом деле

Без запаса малейшее падение давления газа или рост давления в НКТ переносит ввод на верхний клапан. В примере урока 50 м запаса стоят 2,8 м³/сут жидкости и дают 0,19 МПа запаса по давлению.

Неверно

«Все пусковые клапаны настроим на одно давление открытия — пусть открываются одинаково».

На самом деле

Тогда при переходе на нижний клапан верхний не закроется: давление газа не упадёт ниже его давления закрытия, пока он сам пропускает газ. Ступень давления от клапана к клапану обеспечивает порядок закрытия.

Неверно

«Расчётная глубина клапана — 1500 м; поставим камеру на ближайшем стыке труб, 1505 м».

На самом деле

Глубже наибольшей глубины газ клапан не откроет: давление жидкости там уже выше давления газа. Камеры подгоняют под стыки только вверх по стволу.

Неверно

«Проект делаем на сегодняшние данные — потом пересчитаем».

На самом деле

Пересчитать можно настройку клапанов, а глубины камер — только с подъёмом труб. В примере урока запасные камеры ниже рабочего клапана с четвёртого по восьмой год дали на 4,5–12,2 % больше нефти.

Неверно

«Повышать давление в газовой системе невыгодно: компрессор съест всю прибавку».

На самом деле

Энергия сжатия растёт по логарифму давления: в примере урока лишний мегапаскаль стоит 12–14 долл. электроэнергии в сутки на скважину. Решают стоимость оборудования и давления, на которые оно рассчитано.

Подробно: для продвинутых

Расстановка вручную: постоянные градиенты

Если давление газа в затрубье считать растущим по прямой с постоянным градиентом $g_{\text{г}}$ , а расчётную линию снять с графика, глубина следующего клапана получается без подбора. Давление газа на глубине $H_{n+1}$ — $p_{\text{у},n+1} + g_{\text{г}}H_{n+1}$ ; приравнивая его, за вычетом запаса, давлению жидкости глушения, получаем:

Интервал до следующего клапана при постоянных градиентах

H_{n+1} - H_n = \frac{p_{\text{у},n+1} + g_{\text{г}}H_n - \Delta p_{\text{зап}} - p_{\text{т,р}}(H_n)}{\rho_{\text{ж}}\,g - g_{\text{г}}}

где:

$g_{\text{г}}$ градиент давления газа в затрубье, принятый постоянным, МПа/м
$\rho_{\text{ж}}\,g$ градиент жидкости глушения, МПа/м
$p_{\text{у},n+1},\ \Delta p_{\text{зап}},\ p_{\text{т,р}}(H_n)$ как в уравнении наибольшей глубины следующего клапана, МПа

Единицы: метрические промысловые; давления абсолютные

Справедливо, если

градиент газа постоянен; его берут по формуле газового столба для среднего давления на интервале — так ошибка мала;
для первого клапана $H_0 = 0$ и $p_{\text{т,р}}(0) = p_{wh}$ .

Числитель — насколько газ у работающего клапана «сильнее» давления в НКТ; знаменатель — насколько быстрее жидкость набирает давление, чем газ. Отсюда видно, почему интервалы сокращаются: с глубиной расчётная линия догоняет линию газа, и числитель убывает.

Расчётный примерПроверка двух верхних клапанов вручную

Исходные данные (условные)

Данные: из примера расстановки; градиент газа берут по давлению на устье: $g_{\text{г}} = p_{\text{у}}\cdot 0{,}03418\cdot 0{,}7/(Z\cdot 323{,}15)$ , где $Z$ — при давлении на устье

Решение

Клапан 1: при 9,6 МПа $Z = 0{,}8131$ , $g_{\text{г}} = \dfrac{9{,}6\cdot 0{,}03418\cdot 0{,}7}{0{,}8131\cdot 323{,}15} = 0{,}000874$ МПа/м; $H_1 = \dfrac{9{,}6 - 0{,}15 - 1{,}6}{0{,}010104 - 0{,}000874} = 850{,}5$ м.
Клапан 2: при 9,5 МПа $Z = 0{,}8146$ , $g_{\text{г}} = 0{,}000863$ МПа/м; $H_2 - 850 = \dfrac{9{,}5 + 0{,}000863\cdot 850 - 0{,}15 - 4{,}188}{0{,}010104 - 0{,}000863} = 638{,}0$ м, $H_2 = 1488{,}0$ м.

Ответ: Ручной расчёт даёт 850,5 и 1488,0 м против 854,3 и 1500,0 м по формуле газового столба: на 4 и 12 м выше.

Что это значит. Градиент газа растёт с давлением, а значит, и с глубиной; взятый по давлению на устье, он занижает давление газа внизу, и клапан выходит немного выше — ошибка в безопасную сторону. Если же подставить градиент, подобранный для другого давления газа, ошибка выйдет и в опасную: на каждые 10 % ошибки в градиенте верхний клапан сдвигается примерно на 8 м, а сдвиги нижних клапанов складываются. Данные примера условные.

Клапаны, управляемые давлением в трубах: расстановка по переменному градиенту

Клапан, управляемый давлением в трубах, открывается от давления в НКТ, а давление газа на него почти не действует (давление открытия). Поэтому ступени давления газа на устье ему не нужны: порядок открытия и закрытия задают давления в трубах у клапанов. Расставляют такие клапаны по более высокой, чем рабочая, линии давления в НКТ: её проводят от давления на устье, повышенного против рабочего на часть разности между давлением газа и рабочим давлением в НКТ (эту часть выбирает проектировщик), до ожидаемого давления в трубах на глубине ввода. Такая линия ставит клапаны теснее, их нужно больше, зато газ в работе не теряет давления на ступенях.

Расстановку по переменному градиенту применяют и как осторожный вариант для клапанов, управляемых давлением газа, когда данные о скважине ненадёжны: клапанов больше, но пуск надёжнее. В одной скважине с двумя лифтами из общего затрубья клапаны, управляемые давлением газа, ставят в один лифт, а управляемые давлением в трубах — в другой, чтобы газ не уходил целиком в один из них (Эксплуатация и оптимизация газлифта).

Связь с другими темами

Газлифт: принцип и подбор режима — рабочая точка, давление газа в затрубье, характеристика скважины и периодический газлифт.
Пуск газлифтной скважины: клапаны и скважинные камеры — пуск, устройство клапанов, баланс сил и настройка на стенде — основа паспорта установки.
Эксплуатация и оптимизация газлифта — как установка работает на деле: замеры, неполадки, распределение газа по месторождению.
Оборудование лифтовой колонны — скважинные камеры, пакер и другое оборудование лифтовой колонны.
Канатные работы в скважине — замена и перестановка газлифтных клапанов канатной техникой.
Многофазный поток в лифтовых трубах — давление в НКТ с газом — основа расчётной линии.
Штуцеры, наземные потери и температура в скважине — температура потока в скважине, по которой настраивают клапаны.
Подготовка и компримирование газа — компрессоры, ступени сжатия и мощность.

Проверьте себя

1
Почему каждый следующий пусковой клапан, управляемый давлением газа, настраивают на открытие при меньшем давлении газа на устье?
1. А.Чтобы при переходе газа на нижний клапан верхний закрылся раньше, а в работе газ был ниже давлений закрытия всех пусковых клапанов
2. Б.Потому что глубже клапан горячее и сам открывается при меньшем давлении
3. В.Чтобы рабочий клапан открывался при пуске первым
4. Г.Чтобы газ на устье расходовался экономнее
Показать ответ
Правильный ответ: А. Чтобы при переходе газа на нижний клапан верхний закрылся раньше, а в работе газ был ниже давлений закрытия всех пусковых клапанов
Давление закрытия клапана ниже давления открытия, а у верхних клапанов разница больше. Ступень от клапана к клапану делает давления закрытия, приведённые к устью, убывающими сверху вниз: когда газ пошёл через два клапана и давление падает, верхний закрывается первым. Цена — давление: при $N$ пусковых клапанах газ в работе должен быть ниже $p_{\text{пуск}} - N\,\Delta p_{\text{ступ}}$ . Температуру клапанов учитывают при настройке на стенде, она не заменяет ступень.
2
Пусковой клапан 1 стоит на 905 м, давление в НКТ там по расчётной линии 4,6 МПа. Жидкость глушения — 1200 кг/м³, клапан 2 должен открыться при 11,3 МПа на устье, запас 0,2 МПа, градиент газа в затрубье 1,0 кПа/м (постоянный). На какой наибольшей глубине можно поставить клапан 2?
Показать ответ
Градиент жидкости $1200\cdot 9{,}81\cdot 10^{-6} = 0{,}01177$ МПа/м. Интервал: $\dfrac{11{,}3 + 0{,}0010\cdot 905 - 0{,}2 - 4{,}6}{0{,}01177 - 0{,}0010} = \dfrac{7{,}405}{0{,}01077} \approx 688$ м, то есть клапан 2 — не глубже примерно 1593 м; его ставят на ближайший стык труб выше этой глубины.
3
Проектировщик поставил рабочий клапан точно в точку равновесия при давлении газа в работе. Что произойдёт, если давление в газовой системе упадёт на 0,1 МПа?
1. А.Дебит вырастет, потому что газа в трубах станет меньше
2. Б.Скважина сразу заглохнет и больше не запустится
3. В.Газ не сможет войти через рабочий клапан при прежнем режиме; давление в затрубье поднимется до открытия верхнего пускового клапана, и ввод перейдёт выше
4. Г.Ничего: рабочий клапан — отверстие, оно пропустит газ при любом давлении
Показать ответ
Правильный ответ: В. Газ не сможет войти через рабочий клапан при прежнем режиме; давление в затрубье поднимется до открытия верхнего пускового клапана, и ввод перейдёт выше
В точке равновесия давление газа у рабочего клапана ровно равно давлению в НКТ плюс нужный перепад. Без запаса газу не хватит давления пропустить прежний расход, затрубье будет «накачиваться», пока не откроется ближайший пусковой клапан, и газ пойдёт выше — дебит упадёт, возможна работа через два клапана. Поэтому рабочий клапан ставят выше точки равновесия.
4
Пусковое давление на устье 10,0 МПа, ступень 0,12 МПа, по расстановке вышло пять пусковых клапанов. На рабочем клапане при проектном расходе газа нужно 9,55 МПа на устье. Годится ли проект и что можно сделать?
Показать ответ
Предел давления в работе — $10{,}0 - 5\cdot 0{,}12 = 9{,}40$ МПа: при 9,55 МПа нижние пусковые клапаны не закроются, газ пойдёт через несколько клапанов. Варианты: поднять рабочий клапан (там нужно меньшее давление), обойтись меньшей ступенью, если клапаны это позволяют, сократить число пусковых клапанов за счёт более лёгкой жидкости глушения или более высокого пускового давления, дать больше газа — точка равновесия уйдёт глубже. Каждый вариант снова проверяют расстановкой.
5
Зачем ниже рабочего клапана до самого пакера ставят камеры с глухими пробками?
1. А.Они нужны только для замера давления
2. Б.Чтобы газ входил в трубы сразу в нескольких местах
3. В.Чтобы укрепить НКТ
4. Г.Чтобы в будущем перенести ввод газа глубже канатной техникой, без подъёма труб
Показать ответ
Правильный ответ: Г. Чтобы в будущем перенести ввод газа глубже канатной техникой, без подъёма труб
С падением пластового давления и ростом расхода газа точка равновесия уходит глубже. Глубины камер меняются только с подъёмом труб, а клапаны в существующих камерах — канатной техникой за день. В примере урока ввод переносили на 2525, затем на 2600 м; при этом каждый раз проверяют и пуск — пусковые клапаны должны довести газ до новой камеры.
6
При периодическом газлифте обратно стекает четверть порции жидкости, с плунжером — 5 %. Как изменится газ на кубометр поднятой жидкости, если газа за цикл нужно столько же, а размер порции тот же?
Показать ответ
Газ на кубометр обратно пропорционален поднятой части порции: $0{,}75/0{,}95 \approx 0{,}79$ — расход газа на кубометр снизится примерно на 21 %. Столько же вышло и в примере урока: циклов в сутки там стало меньше, но газ за цикл и поднятая часть порции от числа циклов не зависят.

Обновлено: 18 октября 2026 г.