3. Газлифтный способ добычи нефти. При газлифтном способе эксплуатации недостающая энергия подается с поверхности в виде энергии сжатого газа по специальному каналу.
Газлифт подразделяется на два типа: компрессорный и бескомпрессорный. При компрессорном газлифте для сжатия попутного газа применяются компрессоры, а при бескомпрессорном газлифте используется газ газового месторождения, находящийся под давлением, или из других источников.
Газлифт относительно других механизированных способов эксплуатации скважин имеет ряд преимуществ:
возможность отбора значительных объемов жидкости с больших глубин на всех этапах разработки месторождения при высоких технико-экономических показателях;
простота скважинного оборудования и удобство его обслуживания;
эффективная эксплуатация скважин с большими искривлениями ствола;
эксплуатация скважин в высокотемпературных пластах и с большим газовым фактором без осложнений;
возможность осуществления всего комплекса исследовательских работ по контролю за работой скважины и разработкой месторождения ;
полная автоматизация и телемеханизация процессов добычи нефти;
большие межремонтные периоды работы скважин на фоне высокой надежности оборудования и всей системы в целом;
возможность одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов и более при надежном контроле за процессом;
простота борьбы с отложением парафина, солей и коррозионными процессами;
простота работ по подземному текущему ремонту скважины, восстановлению работоспособности подземного оборудования для подъема продукции скважины.
Недостатками газлифта по традиции считаются высокие начальные капитальные вложения, фондоемкость и металлоемкость. Эти показатели, во многом зависящие от принятой схемы обустройства промысла, ненамного превышают показатели при насосной добыче .
Опыт широкомасштабного применения газлифта на месторождениях Западной Сибири показывает, что если коэффициент эксплуатации по фонтанным скважинам составлял 0,938-0,979 , а по насосным 0,680-0,926, то по газлифтным — близок к значениям для фонтанных скважин. Достигнуто это в основном за счет использования соответствующего оборудования при выполнении внутрискважинных операций, что обеспечивает длительную работу высоко- и среднедебитных газлифтных скважин без текущего подземного ремонта.
В 1976 г. на Правдинском месторождении газлифтным способом эксплуатировалось 200 скважин при суточном расходе рабочего агента в 750 тыс. м 3 , добыче нефти 12,7 тыс. т/сут при средней обводненности продукции скважин 18 %, среднем удельном расходе газа 48 м 3 /т (42 м /м). Межремонтный период газлифтных установок по всему фонду 1010 сут, коэффициент эксплуатации скважин 0,994. Межремонтный период газлифта в сопоставимых горно-геологических условиях
месторождений Западной Сибири оказался в 3 раза выше, чем установок ЭЦН. Отмечалось возрастание продолжительности работы газлифта без ремонта при стабильной работе компрессоров до 3-4 лет .
В период активного развития газлифтной добычи нефти в Западной Сибири была сделана оценка КПД установок ЭЦН и газлифта по фонду установок ЭЦН Усть-Балыкского и газлифтных установок Правдинского месторождений. Если КПД установок ЭЦН в отрасли достигал 0,25-0,30, то для условий Усть-Балыкского месторождения он составлял 0,13. Это было обусловлено применением насосов и погружных электродвигателей завышенной мощности, лучше противостоящих воздействию вредных факторов; большими потерями энергии в кабеле из-за высокой температуры жидкости; наличием большого количества свободного газа на приеме насосов и др.
Коэффициент полезного действия газлифтных установок , рассчитанный с учетом собственного газового фактора, составил 0,51, а по безводным скважинам с высоким пластовым давлением и значительным коэффициентом продуктивности достигал 0,70 и более. Однако с увеличением обводненности продукции скважин КПД газлифта уменьшается. При обводненности выше 50 % газлифтные установки зачастую работают на пульсирующем режиме, удельный расход газа при этом возрастает в 3 раза и более, а КПД уменьшается до 0,20-0,25. В этих условиях стабилизация режима эксплуатации скважин и улучшение показателей газлифтной добычи нефти могут быть достигнуты путем применения специальных способов повышения эффективности работы газожидкостного подъемника (применение ПАВ, диспергаторов и др.). При этом важное значение имеет более тщательная оптимизация режима работы скважины.
Давление рабочего агента выбирается исходя из условия обеспечения минимума затрат на строительство и эксплуатацию системы при обеспечении заданных дебитов скважин и достигает в современных системах 10-11 МПа, а в отдельных случаях 15 МПа.
Наибольшее число элементов в системе газлифта и более сложное оборудование используются в случае компрессорного газлифта. Современный газлифтный комплекс представляет собой замкнутую герметичную систему высокого давления (рис. 1.5).
Основными элементами этой схемы являются: скважины 1, компрессорные станции 3, газопроводы высокого давления, трубопроводы для сбора нефти и газа, сепараторы различного назначения 7, газораспределительная батарея 4, групповые замерные установки, системы очистки и осушки газа с регенерацией этиленгликоля 6, дожимные насосные станции, нефтесборный пункт,
Рис. 1.5. Схема замкнутого цикла газлифтного комплекса:
/ — газ высокого давления; // — газ низкого давления; /// — продукция скважин до
сепарации; IV — нефть; 1 — скважины; 2 — приводной агрегат; 3 — компрессорные
станции; 4 — газораспределительная батарея; 5 — замерный сепаратор; 6 -абсорбер; 7 —
групповой сепаратор
система управления и контроля за работой системы, система энергообеспечения и др.
В состав комплекса входит система АСУ ТП, которая включает выполнение следующих задач:
измерение и контроль рабочего давления на линиях подачи газа в скважины на магистральных коллекторах;
измерение и контроль перепада давления;
управление, оптимизация и стабилизация режима работы скважин;
расчет рабочего газа;
измерение суточного дебита скважины по нефти, воде и общему объему жидкости.
В результате решения задачи оптимального распределения компримируемого газа для каждой скважины назначают определенный режим закачки газа, который необходимо поддерживать до следующего изменения режима. Параметром для стабилизации принимается перепад давления на измерительной шайбе дифманометра, установленного на рабочей линии подачи газа в скважину.
Выбор типа газлифтной установки и оборудования, обеспечивающего наиболее активную эксплуатацию скважин, зависит от горно-геологических и технологических условий разработки эксплуатационных объектов, конструкции скважин и заданного режима их эксплуатации.
Строгой классификации газлифтных установок не существует, и они группируются на основе самых общих конструктивных и технологических особенностей.
В зависимости от количества рядов труб, спущенных в скважину, их взаимного расположения и направления движения рабочего агента и газожидкостной смеси имеются системы различных типов (рис. 1.6):
однорядный подъемник кольцевой и центральной систем (см. рис. 1.6, Г);
двухрядный подъемник кольцевой и центральной систем (см. рис. 1.6, Л);
полуторарядный лифт обычно кольцевой системы (см. рис. 1.6, III).
Перечисленные системы газлифтных подъемников имеют преимущества и недостатки. В связи с этим обоснование целесообразности их применения производится с учетом горно-геологических и технологических особенностей конкретного объекта разработки.
По степени связи трубного и кольцевого пространства с забоем скважины установки газлифта делятся на открытые, полузакрытые и закрытые.
Открытая установка (рис. 1.7, а) предполагает спуск в скважину НКТ без пакера, вследствие чего полость труб и затрубное пространство образуют сообщающиеся сосуды.
Эти наиболее дешевые и простые установки применяют в тех случаях, когда использование пакера нежелательно или невозможно.
Основной недостаток открытых установок заключается в том, что забой скважины постоянно связан с помощью труб с затрубным пространством, что вызывает колебания динамического уровня жидкости в затрубном пространстве и, следовательно, уменьшение дебита скважины и пульсирующую работу подъемника.
Полузакрытая установка (рис. 1.7, б) отличается от открытой наличием пакера, изолирующего затрубное пространство от забоя и полости НКТ, а также предотвращающего влияние затрубного давления на забойное давление и дебит скважины.
/ — однорядный лифт кольцевой (а) и центральной (б) систем; // — двухрядный лифт кольцевой (а) и центральной (б) систем;/// —
полуторарядный лифт кольцевой системы
Добываемая Закачивае-жидкостъ мый газ
Добываемая жидкость
Рис. 1.7. Схемы оборудования газлифтных установок:
а — открытая установка; б — полузакрытая установка; в — закрытая установка; г —
камерный газлифт; 1 — клапан-регулятор; 2 — газлифгные клапаны ; 3 — пакер; 4 — обратный
клапан; 5 — разгрузочные газлифгные клапаны; 6 - камерный газлифгный клапан; 7 —
подвесной ниппель для камерной трубы; 8 — разгрузочное отверстие или клапан
Закрытая установка (рис. 1.7, в) дополнена по сравнению с
полузакрытой обратным клапаном, размещенным на башмаке НКТ под
пакером. Таким образом, продуктивный пласт полностью изолирован
от давления не только в затрубном пространстве, но и в трубах. Это имеет значение, если в процессе запуска скважины с помощью газлифтных клапанов в трубах могут действовать более высокие давления, чем при работе. Сюда относится и камерная газлифтная установка (рис. 1.7, г).
Оборудование газлифтных скважин состоит из наземной и подземной частей.
Наземное оборудование газлифтных скважин практически не отличается от оборудования для фонтанных. Арматура устанавливается на устье первых, аналогична фонтанной арматуре и имеет то же назначение — герметизация устья, подвеска подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачиваемого газа, по промывке скважины и т.д.
Для газлифтных скважин нередко используют фонтанную арматуру, остающуюся после прекращения фонтанирования. Часто применяют специальную упрощенную и более легкую арматуру. При интенсивном отложении парафина арматуру устья дополнительно оборудуют лубрикатором, через который в НКТ на проволоке спускают скребок для механического удаления парафина с внутренних стенок труб.
Кроме того, скважина оборудуется устьевым клапаном-отсекателем для перекрытия скважины при достижении ею производительности заданного предела.
На рис. 1.8 приведена схема наземного оборудования газлифтной скважины . На этой схеме кроме стационарного показано дополнительное оборудование для проведения подземных текущих ремонтов с помощью канатного инструмента без остановки скважины.
Подземное оборудование (рис. 1.9) включает в себя НКТ 4, скважинные камеры 1 с газлифтными клапанами (пусковые 2 и рабочие 3), верхний 5 и нижний 7 ниппели, гидравлический пакер 6, башмачную воронку 8. Может быть установлен глубинный предохранительный клапан-отсекатель на глубине 100-150 м, срабатывающий от перепада давления при достижении предельной производительности.
Наибольшее распространение получили скважинные камеры, представляющие собой сварные конструкции, состоящие из специальной рубашки из овальных труб и двух наконечников с резьбой НКТ. В рубашке камеры предусмотрен карман для установки клапанов и пробок с помощью набора инструментов канатной техники через устье скважины и устьевое герметизированное оборудование (см. рис. 1.7).
|
|
Рис. 1.8. Наземное оборудование газлифтной скважины:
1 — ролик с датчиком веса; 2 — стяжной ключ; 3 — цепь крепления мачты; 4 — переводник; 5 — превентор; 6 — телескопическая мачта; 7 — трехсекционный лубрикатор для подземного ремонта; 8 -зажим; 9 -полиспаст; 10- лубрикатор;77 –приводной агрегат
Современная технология эксплуатации газлифтных скважин неразрывно связана с широким использованием глубинных клапанов специальной конструкции, с помощью которых устанавли
Рис. 1.9. Подземное оборудование газлифтной скважины
вается или прекращается связь между трубами и межтрубным пространством, а также регулируется поступление газа в НКТ. Газлифтные клапаны являются эффективным средством снижения так называемого пускового давления при пуске скважины в работу.
Пусковое давление газлифтной скважины зависит от погружения башмака подъемных труб под статический уровень жидкости, от соотношения диаметров обсадной колонны и подъемных труб, а также от системы работы лифта. Пусковое давление всегда больше рабочего. Наличие газлифтных клапанов позволяет пуск скважины в работу под рабочим давлением.
Характерное изменение рабочих параметров газлифтной скважины в момент пуска скважины в работу в функции времени показано на рис. 1.10, из которого видно, что вначале давление в газовом пространстве растет, а затем после прорыва газа через башмак подъемных труб и выноса части жидкости скважина переходит на установившийся режим работы с соответствующим отбору динамическим уровнем, а следовательно, и соответствующим этому уровню рабочим давлением.
Принципы выбора режима работы газлифта. Выбор оборудования и режима работы газлифтной скважины производится на основе использования кривых распределения давления при движении газожидкостной смеси в подъемнике или эмпирических зависимостей А.П. Крылова с соавторами. Важнейшими величинами, подлежащими обоснованию, являются удельный расход нагнетаемого газа и давление нагнетания. При этом задача по оптимизации условий работы скважины может быть поставлена по-разному. Например, ограничений на рабочее давление газа не накладывается; рабочее давление газа ограничено; неограничен удельный расход газа;
|
V,m |
г/мин р, |
МПа р г, |
|
‘- 100 ■ |
||
|
60 ■ |
||
|
40 ■ |
||
|
20 ■ |
||
|
0 ■ |
Рис. 1.10. Изменение рабочих характеристик газлифтных скважин кольцевой системы в пусковой период:
V — расход рабочего газа; р р — рабочее давление газа в кольцевом пространстве на устье; рг — буферное давление; Q x — дебит скважины по жидкости
удельный расход энергии на подъем жидкости должен быть минимальным и т.д.
Оптимальный вариант оборудования и режим работы газлифтной скважины находятся путем сравнения технико-экономических показателей возможных вариантов решения этой задачи.
При использовании кривых распределения давления в подъемнике задача решается в следующей последовательности:
1) при заданном дебите проектируемой газлифтной скважины по
уравнению притока определяют соответствующее этому дебиту
забойное давление. Возможен и второй вариант, по которому по
предварительно обоснованному в проекте разработки давлению на
забое скважин рассчитывают дебит скважины. Таким образом, в том
или ином случае становятся известными дебит скважины
(производительность подъемника) и забойное давление;
2) задаются значениями диаметра подъемника, его длины и
давления на буфере. Расчетный газовый фактор принимается с учетом
удельного расхода нагнетаемого с поверхности газа R H ,
т.е. Г р = Г о ‘ +
Ru,
здесь /"’о — эффективный газовый фактор. Величиной Л н можно
задаться исходя из реальных возможностей, из опыта эксплуатации
газлифтных скважин в аналогичных горно-геологических условиях или
технологических соображений. Если в результате расчетов окажется,
что принятый удельный расход нагнетаемого газа Л„ неприемлем, то
задаются другим его значением. Таким образом можно рассчитать несколько кривых распределения давления в подъемнике.
Схема графического определения некоторых параметров работы газлифтного подъемника приведена на рис. 1.11. Как видно из схемы, расчет и построение кривой распределения давления сверху вниз необходимо продолжить до тех пор, пока обе линии (7 и 2) не пересекутся (точка а). Проекция этой точки на ось ординат определяет глубину ввода газа в НКТ Lp, а на ось абсцисс дает рабочее давление нагнетаемого газа в точке его ввода.
В результате графических построений можно получить ряд важнейших рабочих характеристик газлифтного подъемника, таких как:
dh Plh L T j , p p i , P v 2 yh Rah Г-р,
где dj — диаметр насосно-компрессорных труб; p2 i — давление на буфере работающей скважины; p pi — давление в точке ввода газа; p p 2 y i — рабочее давление на устье скважины; Г р — общий удельный расход
|
|
Рис. 1.11. К определению некоторых параметров
работы газлифтных
подъемников по кривым
распределения давления:
1 — кривая распределения
давления, построенная снизу
вверх; 2 — то же, построенная
сверху вниз; 3 — кривая
распределения давления в
кольцевом пространстве между
обсадной колонной и НКТ
Окончательный выбор конструкции подъемника и его рабочих параметров следует производить по результатам экономических расчетов по определению основных показателей рентабельности добычи нефти.
В работе отмечается, что при решении задачи можно дополнительно использовать данные об удельной энергии, расходуемой на подъем единицы массы или объема жидкости при различных режимах работы лифта.
Если предположить изотермическое расширение газа в НКТ, а энергию газа, выделяющегося дополнительно из жидкости, не учитывать, то удельную энергию, отнесенную к 1 м 3 жидкости, можно определить по формуле изотермического процесса
W = ‘ °* cp cp In ^, (1.20)
где ро, Т о — стандартные условия измерения расхода газа по давлению и температуре; г ср — коэффициент, учитывающий отклонение поведения реальных газов от идеальных.
В результате получим для каждого расчетного варианта соответствующее значение Wj.
По полученным данным можно построить различные графические зависимости (рис. 1.12), которые позволят выбрать режим работы газлифта, отвечающий технико-экономическим возможностям объекта разработки.
График зависимости W = fiR H) может иметь минимум W m ; n (кривая 3). Построение таких графиков позволяет выбрать любой промежуточный режим, отличающийся от расчетных, и установить параметры оптимального режима работы газлифта, отвечающего минимальной удельной энергии.
Бескомпрессорная газлифтная установка в целом отличается от компрессорной газлифтной установки отсутствием компрессорной станции, наличием природного газа — источников газа высокого давления и тех или иных устройств для борьбы с гидратообразованием в газовых коммуникациях. Газ может использоваться непосредственно из газовых скважин мощного газопровода высокого давления или из продуктивных газовых пластов, имеющихся в разрезе газлифтной скважины.
Опыт разработки нефтяных месторождений Западной Сибири показал, что наиболее рациональна система, при которой сжатый газ отбирается из скважин, оборудованных для добычи газа и осуществления внутрискважинного газлифта (рис. 1.13).
|
|
1.12. Зависимости
рабочего давления p v (кри вая I ), глубины ввода газа L r (кривая 2) и удельной энергии W (кривая 3) от
удельного расхода нагнетаемого газа R e для
заданного дебита скважины, буферного
давления и диаметра НКТ
Рис. 1.13. Схема внутри скважинного газлифта:
R н 1 — колонна подъемных труб; 2
— забойный регулятор расхода
|
|
Внутрискважинный газлифт — наиболее эффективный способ подъема жидкости. Осуществляется он путем перепуска газа из вышележащего (возможно, и из нижележащего) газового пласта через специальный забойный регулятор.
Применение внутрискважинного газлифта позволяет исключить строительство наземных газопроводов для сбора и распределения газа и газораспределительных пунктов, установок по подготовке газа (осушка, удаление части жидких углеводородов, очистка от сероводорода). В связи с вводом в подъемник ближе к башмаку НКТ газа высокого давления обеспечивается высокая термодинамическая эффективность потока в подъемнике. Если при бескомпрессорном и компрессорном газлифтах при лучших режимах термодинамическая эффективность составляет 30-40 %, то при внутрискважинном бескомпрессорном газлифте значение ее достигает 85-90 % .
4. Насосные способы добычи нефти, при которых подъем жидкости осуществляется гидравлическими машинами, работающими на подводимой извне энергии.
Штанговый глубинный насос (ШГН) имеет привод, расположенный на поверхности и соединенный с глубинным насосом одинарного или дифференциального типа; он работает от электродвигателя или газового двигателя.
Блок-схема штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ) приведена на рис. 1.14. Установка состоит из привода, насосных штанг, глубинного насоса, вспомогательного подземного оборудования, насосно-компрессорных труб.
Свыше 70 % действующего фонда добывающих скважин оснащены штанговыми глубинными насосами. С их помощью добывается около 30 % нефти. ШСНУ можно применять в самых различных условиях -при дебитах скважин от нескольких килограммов до сотен тонн в сутки и при глубинах более 2000 м. Однако в настоящее время ШСНУ применяют на скважинах с дебитом до 30-50 м 3 жидкости в сутки. Широкое распространение этого способа добычи нефти обусловливает ряд его преимуществ, позволяющих надежно и с достаточной эффективностью эксплуатировать скважины в широком диапазоне изменения горно-геологических условий разработки нефтяных залежей.
Более подробному рассмотрению различных аспектов эксплуатации ШСНУ будут посвящены следующие разделы книги.
Погружной электроцентробежный насос. Штанговые глубинно-насосные установки имеют много недостатков, ограничивающих их применение. Одними из них являются невозможность эксплуатации глубоких скважин, достигающих 4,5 км, и относительно малая их производительность.
При отборе из скважин больших количеств жидкости наиболее рационально и экономично применять центробежные насосы, приспособленные для перемещения значительных масс жидкости и создающие наибольшие напоры по сравнению со штанговыми насосами. Двигатель и насос представляют собой единый погружной агрегат: электроэнергия подается по специальному кабелю, расположенному параллельно подъемнику.
Продуктивный пласт Рис. 1.14. Блок-схема штанговой скважинкой насосной установки
Производительность современных электропогружных
центробежных насосов может колебаться от 200 до 2000 м 3 /сут, а напор — от нескольких метров до 3000 м столба перекачиваемой жидкости. Большими преимуществами электропогружных центробежных насосных установок (ЭЦНУ) являются простота их обслуживания и относительно большой межремонтный период работ, который более чем в 2 раза превышает МРП для ШСНУ.
Глубинный центробежный насос спускается в скважину под уровень жидкости на трубах и приводится в действие расположенным под ним погружным электродвигателем. Расположение привода непосредственно у насоса позволяет передавать к последнему большие мощности.
По сравнению с ШСНУ ЭЦНУ обладают более высоким коэффициентом полезного действия, достигающим 0,63.
Скважинные винтовые насосные установки (СВНУ) . Существенное снижение эффективности работы электропогружных центробежных насосов происходит при откачке высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий, а также при повышенном содержании свободного газа на приеме насоса. В связи с этим разработаны и получают распространение погружные винтовые насосы с электроприводом и приводом с помощью колонны штанг.
Они обладают целым рядом преимуществ по сравнению с насосами других типов. По сравнению с центробежными насосами при работе винтового насоса имеет место весьма малое перемещение перекачиваемой жидкости (движение жидкости происходит практически без пульсаций), что предотвращает образование стойких водонефтяных эмульсий. Отсутствие клапанов и сложных подходов определяет простоту конструкции и снижает гидравлические потери. Насосы обладают повышенной надежностью при откачке жидкостей с повышенным содержанием механических примесей, просты в изготовлении и эксплуатации, более экономичны. При перекачке жидкости повышенной вязкости уменьшаются перетоки через зазор между винтом и обоймой, что улучшает характеристику насоса.
Погружные диафрагменные электронасосные установки (ЭДНУ). В деятельности нефтедобывающих предприятий последних лет характерны следующие изменения:
1) увеличивается общее число насосных скважин;
2) вводятся в эксплуатацию месторождения в труднодоступных
местах или районах с суровым климатом;
3) интенсифицируется разработка низкопродуктивных пластов,
насыщенных высоковязкими нефтями;
4) увеличивается число и повышается значимость низкодебитных
скважин.
Для организации надежной эксплуатации скважин в этих условиях разработан и выпускается отечественными заводами погружной диафрагменный электронасос (ЭДН).
Отличительными конструктивными особенностями диафрагменного насоса являются изоляция его исполнительных органов от перекачиваемой среды эластичной диафрагмой и работа этих элементов в герметичной полости, заполненной чистой жидкостью.
По принципу действия диафрагменный насос сравним с поршневым насосом — рабочий процесс осуществляется путем всасывания и нагнетания перекачиваемой жидкости.
Более подробно вопросы эксплуатации добывающих скважин с применением ЭДНУ будут рассмотрены в соответствующих разделах книги.
Погружные поршневые насосы с гидравлическим приводом (ГПНУ). Гидропоршневыми насосными установками называют гидроприводные установки с наземным силовым насосом и скважинным агрегатом, состоящим из непосредственно соединенных поршневого насоса и поршневого гидравлического двигателя с золотниковым механизмом. Гидропоршневой насос может обеспечить подачу жидкости с очень больших глубин (до 4000 м) при достаточно высоком КПД до 0,6.
Работа гидропоршевой установки происходит следующим образом (рис. 1.15). Рабочая жидкость, нагнетаемая с поверхности силовым насосом, подается через трубопровод в гидродвигатель насоса. Под давлением рабочей жидкости поршень двигателя совершает возвратно-поступательные движения, приводя в движение жестко связанный с помощью штока поршень насоса.
В качестве рабочей жидкости гидропривода обычно используют нефть, очищенную от свободного газа, воды и механических примесей и обработанную, если это необходимо, химическими веществами -деэмульгаторами, ингибиторами и т.п. Применяют также воду со специальными добавками.
По литературным данным, наиболее широкое применение гидропоршневые насосы нашли на промыслах США. В России они испытывались в небольших количествах, хотя отечественными конструкторами разработаны весьма привлекательные варианты ГПНУ, не уступающие иностранным образцам.
На объектах ОАО "Оренбургнефть" ГПНУ могут быть успешно использованы при разработке глубокозалегающих продуктивных пластов при условии организации производства высоконадежного оборудования.
Скважинная струйная насосная установка (ССНУ). Одним из новых и перспективных для нефтепромысловой практики видов оборудования для подъема скважинной продукции на дневную поверхность являются установки струйного насоса. При использовании этого насоса энергия к погружному оборудованию поступает в виде энергии сжатой жидкости.
Струйные аппараты нашли широкое применение в самых различных отраслях хозяйства, что связано с простотой их конст-
Рис 1.15. Принципиальная схема насосной установки с погружным гидропоршневым
агрегатом:
1 — емкость для хранения и отстоя рабочей жидкости; 2 — всасывающий трубопровод; 3 —
силовой насос с электродвигателем; 4 — предохранительный клапан; 5 — манометрическая
защита системы гидропровода; 6 — напорный трубопровод; 7 — дроссель; 8 — ловитель для
захвата погружного агрегата; 9 — четырехходовой кран; 10 — центральная 73-мм колонна; 11 —
колонна насосных труб для подъема жидкости; 12 — обсадная колонна; 13 — седло погружного
агрегата; 14 — погружной гидропоршневой насосный агрегат; 75 — посадочный конус с
хвостовиком; 16 — обратный клапан; 17 -манжетное уплотнение; 78-выкидной трубопровод погружного агрегата; 19 — трап; 20 — отвод газа; 21 — трубопровод для сдачи
добытой нефти рукции, отсутствием движущихся частей, высокой надежностью и возможностью работать в очень сложных условиях: при высоком содержании в жидкостях механических примесей, в условиях повышенных температур, агрессивности инжектируемой продукции и т.д.
Рассмотрению возможности и целесообразности ССНУ на месторождениях ОАО "Оренбургнефть" будет посвящен специальный раздел.
После того как скважина пробурена и освоена необходимо начать добывать из нее нефть. Хотя нужно отметить, что не из всех даже эксплуатационных скважин добывается нефть. Существуют так называемые нагнетательные скважины. В них наоборот закачивается только не нефть, а вода. Это необходимо для эксплуатации месторождения в целом и об этом мы поговорим попозже. Наверное, у многих из Вас отложились в памяти кадры из старых советских фильмах о первых добытчиках Сибирской нефти: буровая установка, сверху бьет фонтан нефти, кругом бегают радостные люди и умываются первой нефтью. Нужно сказать, что с того времени много что изменилось. И если сейчас возле буровой вышки появится фонтан нефти, то возле нее будет бегать много людей, но только они не будут радоваться, а они больше будут озабочены тем, как предотвратить этот экологически вредный выброс. В любом случае то, что было показано на экране – это нефтяной фонтан. Найденная нефть, находится под землей под таким давлением, что при прокладке к ней пути в виде скважины, она устремляется на поверхность. Как правило, фонтанируют скважины только в начале своего жизненного цикла, т.е. сразу после бурения. Через некоторое время давление в пласте снижается и фонтан иссякает. Конечно, если бы на этом прекращалась эксплуатация скважины, то под землей оставалось бы более 80% нефти. В процессе освоения скважины в нее опускается колонна насосно-компрессорных труб (НКТ). Если скважина эксплуатируется фонтанным способом, то на поверхности устанавливают специальное оборудование – фонтанную арматуру. Не будем разбираться во всех деталях этого оборудования. Отметим только, что это оборудование необходимо для управления скважиной. С помощью фонтанной арматуры можно регулировать добычу нефти – уменьшать или совсем остановить. После того, когда давление в скважине уменьшится, и скважина начнет давать совсем мало нефти, как посчитают специалисты, ее переведут на другой способ эксплуатации. При добыче газа фонтанный способ является основным. Газлифтный способ добычи нефти. После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт. Газлифт (эрлифт) - система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха). Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным. По схеме подачи от вида источника рабочего агента - газа (воздуха) различают компрессорный и бескомпрессорный газлифт, а по схеме действия - непрерывный и периодический газ лифт. В затрубное пространство нагнетают газ высокого давления, в результате чего уровень жидкости в нем будет понижаться, а в НКТ - повышаться. Когда уровень жидкости понизится до нижнего конца НКТ, сжатый газ начнет поступать в НКТ и перемешиваться с жидкостью. В результате плотность такой газожидкостной смеси становится ниже плотности жидкости, поступающей из пласта, а уровень в НКТ будет повышаться. Чем больше будет введено газа, тем меньше будет плотность смеси и тем на большую высоту она поднимется. При непрерывной подаче газа в скважину жидкость (смесь) поднимается до устья и изливается на поверхность, а из пласта постоянно поступает в скважину новая порция жидкости. Дебит газлифтной скважины зависит от количества и давления нагнетания газа, глубины погружения НКТ в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и т.п. Конструкции газлифтных подъемников определяются в зависимости от числа рядов насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину, и направления движения сжатого газа. По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают одно- и двухрядными, а по направлению нагнетания газа - кольцевыми и центральными (см. рис. 14.2.). При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а газожидкостная смесь поднимается по НКТ, или газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству. В первом случае имеем однорядный подъемник кольцевой системы (см. рис. 14.2, а), а во втором - однорядный подъемник центральной системы (см. рис. 14.2.б). При двухрядном подъемнике в скважину спускают два ряда концентрически расположенных труб. Если сжатый газ направляется в кольцевое пространство между двумя колоннами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам, то такой подъемник называется двухрядным кольцевой системы (см. рис. 14.2.в,). Наружный ряд насосно-компрессорных труб обычно спускают до фильтра скважины. При двухрядном ступенчатом подъемнике кольцевой системы в скважину спускают два ряда насосно-компрессорных труб, один из которых (наружный ряд) ступенчатый; в верхней части - трубы большего диаметра, а в нижней - меньшего диаметра. Сжатый газ нагнетают в кольцевое пространство между внутренним и наружным рядами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутреннему ряду. Если сжатый газ подается по внутренним НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству между двумя рядами насосно-компрессорных труб, то такой подъемник называется двухрядным центральной системы (см. рис. 14.2.г). Недостатком кольцевой системы является возможность абразивного износа соединительных труб колонн при наличии в продукции скважины механических примесей (песок). Кроме того, возможны отложения парафина и солей в затрубном пространстве, борьба с которыми в нем затруднительна. Преимущество двухрядного подъемника перед однорядным в том, что его работа происходит более плавно и с более интенсивным выносом песка из скважины. Недостатком двухрядного подъемника является необходимость спуска двух рядов труб, что увеличивает металлоемкость процесса добычи. Поэтому в практике нефтедобывающих предприятий более широко распространен третий вариант кольцевой системы - полуторарядный подъемник (см. рис. 14.2.д,), который имеет преимущества двухрядного при меньшей его стоимости. Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами. 1. Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин. 2. Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, те. использование энергии пластового газа. З. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно направленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири. 4. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин. 5. Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту. 6. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования. 7. Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин. Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки 1. Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций 2. Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы. З. Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин. Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ эксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования. Далее он может быть применен в наклонно направленных скважинах и скважинах с большим содержанием мехпримесей в продукции, т.е. в условиях, когда за основу рациональной эксплуатации принимается межремонтный период (МРП) работы скважин. При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым давлением используют бескомпрессорный газлифт для добычи нефти. Эта система может быть временной мерой - до окончания строительства компрессорной станции. В данном случае система газлифта остается практически одинаковой с компрессорным газлифтом и отличается только иным источником газа высокого давления. Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической. Периодический газлифт применяется на скважинах с дебитами до 40-60 т/сут или с низкими пластовыми давлениями. Высота подъема жидкости при газлифте зависит от возможного давления ввода газа и глубины погружения колонны НКТ под уровень жидкости. Технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использования газлифта в различных регионах страны с учетом местных условий. Так, большой МРП работы газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и возможность автоматизации предопределили создание больших газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Правдинском месторождениях в Западной Сибири. Это дало возможность снизить необходимые трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфраструктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования.
100 р бонус за первый заказ
Выберите тип работы Дипломная работа Курсовая работа Реферат Магистерская диссертация Отчёт по практике Статья Доклад Рецензия Контрольная работа Монография Решение задач Бизнес-план Ответы на вопросы Творческая работа Эссе Чертёж Сочинения Перевод Презентации Набор текста Другое Повышение уникальности текста Кандидатская диссертация Лабораторная работа Помощь on-line
Узнать цену
Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Если притекающую пластовую энергию, характеризуемую газовым фактором, дополняют энергией газа, закачиваемого в скважину с поверхности, происходит искусственное фонтанирование, которое называется газлифтным подъемом, а способ эксплуатации – газлифтным (компрессорный).
Область применения газлифта – высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.). Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.
Принцип действия газлифта. В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим – Нст . В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению.
По воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под давлением этого газа полностью вытесняет жидкость в подъемную трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей.
Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой.
При этом давление из башмака подъемной трубы
Где L – длина подъемной трубы.
h0 – расстояние от устья скважины до динамического уровня.
h тр = L- h0 – глубина погружения подъемной трубы в жидкость.
Для оборудования газлифтных подъемников применяют НКТ следующих диаметров: в однорядных подъемниках – от 48 до 89 мм и редко 114 мм, в двухрядных подъемниках – для наружного ряда труб 73, 89 и 114 мм, а для внутреннего – 48, 60 и 73 мм. При выборе диаметров НКТ необходимо иметь ввиду, что минимальный зазор между внутренней обсадной колонны и наружной поверхностью НКТ должен составлять 12 -15 мм.
Достоинства газлифтного метода:
Недостатки газлифтного метода:
- большие капитальные затраты; низкий КПД;
- повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников;
- быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации.
В конечном счете, себестоимость добычи 1 т нефти при газлифтном методе ниже за счет низких эксплуатационных расходов, поэтому он перспективен.
Владимир Хомутко
Время на чтение: 5 минут
А А
Как осуществляется газлифтная эксплуатация нефтяных скважин?
С течением времени при эксплуатации нефтяной скважины снижается уровень пластового давления, вследствие чего нефть перестает фонтанировать. Для возобновления притока добываемого сырья переходят на механизированные методы эксплуатации скважин, которые подразумевают ввод дополнительной энергии с поверхности. Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин является одним из таких способов.
К основным преимуществам этого метода относятся:
- он позволяет отбирать большие объемы жидкостей при любом диаметре эксплуатационной колонны, а также дает возможность форсировать отбор из скважин с высокой степенью обводненности;
- с его помощью можно эксплуатировать скважины с высоким показателем газового фактора; другими словами, этот способ дает возможность использовать энергию пластовых газов, даже в скважинах, забойное давление которых меньше давления насыщения;
- при использовании этого способа влияние профиля скважинного ствола на эффективность работы невелико, что очень актуально для скважин наклонного направления;
- высокое значение давления и температура добываемой продукции и наличие в ней механических примесей не влияет на работу скважины;
- регулировать режим работы скважины по дебиту при этом способе эксплуатации достаточно просто;
- обслуживание и ремонт газлифтных скважин достаточно просты, а использование современных видов оборудование позволяет добиваться большого временного промежутка безремонтной работы;
- этот способ позволяет реализовать одновременную раздельную эксплуатацию, а также эффективно бороться с коррозией, солевыми и парафиновыми отложениями;
- простота проведения исследований скважин.
Есть у газлифта и свои недостатки, к которым относятся:
Учитывая достоинства и недостатки газлифтного (компрессорного) способа эксплуатации нефтяных скважин, его применение наиболее эффективно на больших нефтяных месторождениях, где есть скважины с высокими значениями забойного давления после прекращения фонтанирования и с большими дебитами. Кроме того, эту методику можно применять при эксплуатации наклонно-направленных скважин, а также на горных выработках, продукция которых содержит большое количество примесей механического характера. Другими словами – в таких условиях, при которых главным критерием рациональной работы является МРП (межремонтный период) работы оборудования.
Если поблизости есть газовые месторождения или скважины с достаточными резервами газа и с необходимым значением давления, то для нефтедобычи применяется так называемый бескомпрессорный газлифт.
Такая система может применяться в качестве временной меры, пока строится компрессорная станция. Бескомпрессорная система газлифта практически ничем не отличается от компрессорной, посколько единственное их отличие – это источник газа с высоким давлением.
Газлифтная эксплуатация бывает периодической или непрерывной.
Периодический газлифт, как правило, используют на скважинах, суточный дебит которых составляет 40 -60 тонн, а также при низком значении пластового давления.
В процессе выбора метода эксплуатации приоритет газлифтной системы определяется с помощью технико-экономического анализа, с учетом специфики региона добычи и особенностей конкретного месторождения. К примеру, длительный МРП работы скважин с газлифтом, достаточно простое обслуживание и ремонт, а также высокая степень автоматизации добычи стали главными факторами, предопределившими организацию больших газлифтных систем таких крупных российских месторождениях Западной Сибири, как Самотлорское, Правдинское и Федоровское.
Применение этой методики позволило снизить необходимость в региональных трудовых ресурсах и дало возможность создать всю необходимую инфраструктуру (в том числе и бытовую), с целью обеспечить рациональное использование этих ресурсов.
Газлифтная нефтедобыча
Этот способ эксплуатации подразумевает подачу недостающей энергии в продуктивный с поверхности. Носителем этой энергии выступает сжатый газ, подающийся по специальным каналам.
Как уже было сказано ранее, существуют два вида газлифта – бескомпрессорный и компрессорный. Компрессорный газлифт подразумевает сжатие попутного нефтяного газа с помощью компрессоров. Бескомпрессорный подразумевает использование газа газовых промыслов, который находится под достаточным давлением, или газа, получаемого из других внешних источников.
По сравнению с прочими механизированными технологиями эксплуатации нефтяных скважин, у газлифта есть ряд несомненных достоинств:
- он позволяет отбирать большие объемы жидкого сырья с большой глубины на любом этапе разработки месторождения с высокими технико-экономическими показателями;
- газлифтное оборудование достаточно простое, и его удобно обслуживать;
- такая эксплуатация хорошо подходит для скважин, ствол которых имеет с большие искривления;
- эффективен этот метод при работе с высокотемпературными пластами и высоким газовым фактором без возникновения осложнений;
- газлифт позволяет осуществлять весь комплекс исследований, необходимых для контроля работы каждой скважины и разработки всего месторождения в целом;
- этот способ дает возможность полностью автоматизировать и телемеханизировать добывающий процесс;
- длительный МРП работы скважин и высокая надежность всей системы;
- позволяет осуществлять одновременно-раздельную эксплуатацию нескольких продуктивных пластов и обеспечить надежный контроль за добывающим процессом;
- достаточно просто при этом способе бороться с солевыми и парафиновыми отложениями и с коррозией;
- подземный текущий ремонт скважины и восстановление работоспособности расположенного под землей оборудования, обеспечивающего подъем добываемой продукции, достаточно просты.
К основным недостаткам газлифта специалисты относят высокие первоначальные затраты, а также фондо- и металлоемкость. Размер этих показателей во многом зависит от утвержденной схемы обустройства месторождения, и незначительно больше, чем аналогичные показатели насосной добычи.
Компрессорная система газлифта отличается самым большим количеством элементов и более сложным оборудованием. Современный газлифтный комплекс – это замкнутая герметичная система, обеспечивающая высокое давление.
Основные компоненты такой газлифтной системы:
- скважины;
- комплекс компрессорных станций;
- система газопроводов высокого давления;
- сборные трубопроводы для нефтяного и газового сырья;
- различные виды сепараторов;
- батарея газораспределения;
- ГЗУ (групповые замерные установки);
- очистные и осушительные газовые системы с возможностью регенерации этиленгликоля;
- ДНС (дожимные насосные станции);
- пункт сбора добываемой нефти.
В составе такого комплекса есть система, называемая АСУ ТП (автоматизированная система управления технологическим процессом), задачами которой являются:
- обеспечение необходимых автоматических измерений;
- контроль за рабочим давлением линий газоподачи в скважины с магистральных коллекторов;
- проведение замеров и контролирование перепадов давления;
- обеспечение автоматического управления, оптимизации и стабилизации работы эксплуатируемых скважин;
- проведение расчета рабочего газа;
- замеры суточных дебитов скважин отдельно по сырой нефти, по воде и по общему объему выкачиваемой жидкости.
Оптимальное распределение компримируемого газа заключается в назначении для каждой скважины заранее определенного режима закачки газа, который поддерживается вплоть до следующей смены рабочего режима. Основной параметр для стабилизации работы – это значение перепада давления, определяемого измерительной шайбой дифференциального манометра, который ставится на рабочей линии газоподачи.
При выборе типа установки газлифта и необходимого технологического оборудования, целью которого является обеспечение наиболее эффективной эксплуатации, необходимо учитывать горно-геологические и технологические условия разработки объектов нефтедобычи, а также особенности конструкций конкретных скважин и принятого режима их работы.
Какой-либо строгой классификации таких установок нет. Их группируют по принципу общности технологических и конструктивных особенностей.
Например, по таким критериям, как количество рядов спущенных в скважину труб, направление движения рабочей среды и газожидкостных смесей, а также взаимное расположение трубных рядов, различают следующие газлифтные системы:
- с однорядным подъемником центральной и кольцевой системы;
- с двухрядным подъемником центральной и кольцевой системы;
- с полуторарядным лифтом (как правило – кольцевой системы).
У каждой из перечисленных систем газлифтных подъемников есть свои достоинства и недостатки. Целесообразность их применения определяется ч учетом технологических и геологических и технологических особенностей каждого конкретного объекта эксплуатации.
По близости связей кольцевого и трубного пространства со скважинным забоем газлифтные устройства разделяют на:
- открытые;
- закрытые;
- полузакрытые.
Внутрискважинный газлифт является самым эффективным способом, обеспечивающим подъем жидкости. Он производится с помощью перепуска газа из выше или ниже лежащего газового пласта в продуктивный слой посредством специального забойного регулятора.
Для организации внутрискважинного газлифта нет необходимости строить наземные газопроводы и пункты газораспределения, призванные обеспечивать газосбор и последующее распределение газа, а также нет нужды в установках газоподготовки (осушительных, для удаления жидких углеводородов, очистительных и т.п.).
Кроме того, ввод в подъемник, расположенный близко к башмаку колонны НКТ, газа под высоким давлением, обеспечивает высокую термодинамическую эффективность поднимающего потока. К примеру, самые лучшие режимы компрессорного и бескомпрессорном газлифта дают термодинамическую эффективность на уровне 30-ти – 40-ка процентов, а внутрискважиный бескомпрессорный газлифт – на уровне 85-ти – 90 процентов.
Самым эффективным из таких способов является использование устройств, называемых пусковыми газлифтными клапанами. Они ставятся в скважинные камера ниже уровня жидкости. Газлифтные клапаны могут работать как от давления затрубного пространства, так и от давления жидкостного столба в НКТ, а также от перепадов между ними значений давления.
Наиболее популярны клапаны, которые управляются затрубным давлением (сильфонный тип серии Г). Их выпускают со следующими наружными диаметрами: 20-ть, 25-ть и 38-мь миллиметров. Диапазон давления зарядки – от 2-х до 7-ми МПа.
В состав газлифтного клапана серии Г входят:
- устройство для зарядки;
- сильфонная камера;
- пара шток – седло;
- обратный клапан;
- устройство для фиксации в скважинной камере.
Зарядка сильфонной камеры азотом производится посредством золотника. Давление в этой камере регулируется на специальном стенде марки СИ-32.
Сильфонная камера является сварным герметичным сосудом высокого давления. Основной рабочий орган – многослойный металлический сильфон.
Пара шток – седло представляет собой запорное устройство газлифтного клапана, на которое газ попадает посредством окон, расположенных в кармане скважинной камеры. За герметичность поступления газа отвечают два комплекта манжет.
Обратный клапан предотвращает переток продукции в затрубное пространство из подъемной трубной колонны
Газлифтные клапаны серии Г подразделяют на рабочие и пусковые.
Другой тип применяемых для понижения давления клапанов – это дифференциальные клапаны КУ-25 и КУ-38, которые работают от перепадов давления между колонной НКТ и затрубного пространства.
После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.
Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами.
Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин.
Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа, в том числе и скважин с забойным давлением ниже давления насыщения.
Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно направленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири.
Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.
Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту.
Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования.
Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин.
Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки.
Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций.
Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы.
Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.
Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ эксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования.
Далее он может быть применен в наклонно направленных скважинах и скважинах с большим содержанием мехпримесей в продукции, т.е. в условиях, когда за основу рациональной эксплуатации принимается межремонтный период (МРП) работы скважин.
При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым давлением используют бескомпрессорный газлифт для добычи нефти.
Эта система может быть временной мерой - до окончания строительства компрессорной станции. В данном случае система газлифта остается практически одинаковой с компрессорным газлифтом и отличается только иным источником газа высокого давления.
Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической. Периодический газлифт применяется на скважинах с дебитами до 40-60 т/сут или с низкими пластовыми давлениями. Высота подъема жидкости при газлифте зависит от возможного давления ввода газа и глубины погружения колонны НКТ под уровень жидкости.
В среднем диапазон применяемых значений давления ввода газа составляет 4,0-14,0 МПа. Диапазон производительности газлифтных скважин при непрерывном газлифте 602000 т/сут.
Технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использования газлифта в различных регионах страны с учетом местных условий. Так, большой МРП работы газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и возможность автоматизации предопределили создание больших газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Правдинском месторождениях в Западной Сибири. Это дало возможность снизить необходимые
трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфраструктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования.
Системы и конструкции газовых подъемников
Газлифт (эрлифт) - система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха). Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным.
По схеме подачи от вида источника рабочего агента - газа (воздуха) различают компрессорный и бескомпрессорный газлифт, а по схеме действия - непрерывный и периодический газлифт.
Схема работы газлифтного подъемника показана на рис. 4.1. В затрубное пространство нагнетают газ высокого давления, в результате чего уровень жидкости в нем будет понижаться, а в НКТ - повышаться. Когда уровень жидкости понизится до нижнего конца НКТ, сжатый газ начнет поступать в НКТ и перемешиваться с жидкостью. В результате плотность такой газожидкостной смеси становится ниже плотности жидкости, поступающей из пласта, а уровень в НКТ будет повышаться. Чем больше будет введено газа, тем меньше будет плотность смеси и тем на большую высоту она поднимется. При непрерывной подаче газа в скважину жидкость (смесь) поднимается до устья и изливается на поверхность, а из пласта постоянно поступает в скважину новая порция жидкости.
Дебит газлифтной скважины зависит от количества и давления нагнетания газа, глубины погружения НКТ в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и т.п.
Конструкции газлифтных подъемников определяются в зависимости от числа рядов насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину, и направления движения сжатого газа. По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают одно- и двухрядными, а по направлению нагнетания газа - кольцевыми и центральными (см. рис. 4.1).
При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а га-
зожидкостная смесь поднимается по НКТ, или газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству. В первом случае имеем однорядный подъемник кольцевой системы (см. рис. 4.1, ф), а во втором - однородный подъемник центральной системы (см. рис. 4.1, ).
При двухрядном подъемнике в скважину спускают два ряда концентрически расположенных труб. Если сжатый газ направляется в кольцевое пространство между двумя колоннами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам, то такой подъемник называется двухрядным кольцевой систем ы (см. рис. 4.1,). Наружный ряд насоснокомпрессорных труб обычно спускают до фильтра скважины.
При двухрядном ступенчатом подъемнике кольцевой системы в скважину спускают два ряда насосно-компрессорных труб, один из которых (наружный ряд) ступенчатый; в верхней части - трубы большего диаметра, а в нижней - меньшего диаметра. Сжатый газ нагнетают в кольцевое пространство между внутренним и наружным рядами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутреннему ряду.
Если сжатый газ подается по внутренним НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству между двумя рядами насосно-компрессорных труб, то такой подъемник называется двухрЕ^ным центральной системы (см. рис. 4.1, „).
Недостатком кольцевой системы является возможность абразивного износа соединительных труб колонн при наличии в продукции скважины механических примесей (песок). Кроме того, возможны отложения парафина и солей в затрубном пространстве, борьба с которыми в нем затруднительна.
Преимущество двухрядного подъемника перед однорядным в том, что его работа происходит более плавно и с более интенсивным выносом песка из скважины. Недостатком двухрядного подъемника является необходимость спуска двух рядов труб, что увеличивает металлоемкость процесса добычи. Поэтому в практике нефтедобывающих предприятий более широко распространен третий вариант кольцевой системы - полутора- рЁ^ный подъемник (см. рис. 4.1, %), которйй имеет преимущества двухрядного при меньшей его стоимости.
Наземное оборудование газлифтных скважин
В состав оборудования для обслуживания и эксплуатации газлифтных скважин входят: оборудование устья скважин ОУГ-80х35, инструмент ГК и установка ЛСГ1К-131А или ЛСГ- 16А для проведения скважинных работ.
Оборудование устья ОУГ-80х35 предназначено для снятия и посадки газлифтного клапана в эксцентричной скважинной камере без глушения и последующего освоения скважины (рис.
Оно состоит из уплотнительного узла проволоки 1 с направляющими роликами, трехсекционного лубрикатора 2, манометра 3 с разделителем, плашечного превентора 4 с ручным управлением, натяжного ролика 5 с очистительным устройством, полиспаста 8, монтажной мачты 6 и стяжного ключа 7. Ниже указаны его характеристики.
