Меню

Принципы добычи в газлифтных скважинах

Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин

Газлифтную добычу нефтегазовых ресурсов можно рассматривать как более прогрессивную альтернативу традиционного метода фонтанной разработки скважин. Его отличают элементы пассивного извлечения целевых материалов, чему способствует энергия газа. Данная особенность газлифтной эксплуатации скважин обуславливает и специфику технической организации процесса добычи, что напрямую отражается в характеристиках применяемого оборудования.

Принципы добычи в газлифтных скважинах

Технология предполагает выполнение подъема пластовой воды или нефти из канала за счет избыточного давления в скважине, которое создается газами. При этом требуется и подключение активных смесей – в частности, сжатого компрессорным способом попутного газа. В некоторых месторождениях активным агентом выступает и воздух, находящийся под естественным давлением. Использование компрессора – опционально. Его введение в технологический процесс во многом зависит от требований к объемам добычи и мощностей используемого оборудования. В любом случае главный функциональный принцип газлифтного способа эксплуатации скважины заключается в обеспечении процесса газирования жидкостного ресурса. Давление в скважине по мере наращивания газификации будет снижаться, поэтому может требоваться искусственное (компрессорное) сжатие смеси для повышения давления. Объем притока на поверхности напрямую зависит от текущих параметров газлифта, которые могут регулироваться рабочей оснасткой.

Отличия от эксплуатации фонтанных скважин

По большому счету газлифт является тем же фонтанным методом добычи, но с дополнительным стимулятором движения потоков. Активный газ направляется с поверхности по стволу скважины к башмаку, где и происходит эффект обогащения, снижающий усилия, требуемые для подъема ресурса. Очевидно, что такое решение нуждается в подключении дополнительных мощностей – в том числе функции насосного оборудования. Более того, в некоторых конфигурациях требуется и обустройство отдельного канала подачи газа. Но есть и принципиальные факторы, при которых становится невозможна эксплуатация скважины фонтанным способом. Газлифтный метод добычи является безальтернативной заменой фонтанному в следующих случаях:

  • При высокой температуре жидкости.
  • При высоком газосодержании добываемого ресурса.
  • При наличии песка в забое.
  • При наличии солевых отложений и парафина.

Иными словами, все, что осложняет эксплуатацию насосного оборудования при обслуживании скважины, в разной степени обуславливает потребность в дополнительной стимуляции подъема жидкостного ресурса.

Технология применения газовоздушных смесей

Запуск воздуха в скважину с жидкостью способствует формированию устойчивой эмульсии, но этого недостаточно для последующих операций с ресурсом. Обычно в комбинации добавляются поверхностно-активные вещества для подогрева и поддержания отстоя. В процессе сепарации уже на поверхности после извлечения раствора создаются условия для предотвращения пожара, поскольку газовоздушные эмульсии легко воспламеняются. Что касается газовой составляющей, то чаще всего применяют углеводородные смеси. Это решение оправдано с экономической и технологической точек зрения. Дело в том, что газлифтная эксплуатация скважин с углеводородным включением требует меньше ресурсов для обеспечения процессов расслоения и сепарации. На поверхности обогащенная жидкость сама по себе разделяется на кондиционную чистую нефть и газ, что объясняется незначительным содержанием кислорода в составе. Отработанный углеводород в дальнейшем собирается в специальном резерве и утилизируется. В зависимости от качества этого газа, он может быть применен для получения нестабильного бензина.

Устройство применяемого оборудования

Инфраструктурную основу эксплуатации скважины образует затрубная оснастка, непосредственно трубы и насосы. Данная система обеспечивает возможность перетока жидкости внутри ствола и ее дальнейший подъем. Столб поднимаемой жидкости регулируется запорной арматурой с клапанами на нескольких уровнях. Управляя этой оснасткой, оператор может снижать или увеличивать мощность перетока в зависимости от текущих параметров газификации ресурса, которые естественно влияют на интенсивность подъема. При эксплуатации фонтанных и газлифтных скважин может использоваться и аппаратура для измерения рабочих показателей. В частности, применяются манометры для определения давления и многофункциональные аппараты для учета гидростатических и температурных показателей. В большей степени наличие данных устройств продиктовано соображениями безопасности, но знание величины давления необходимо как фактор регуляционного процесса. В системах с автоматическим управлением манометры могут без участия оператора влиять на изменение параметров движения перетока. Такая схема применяется в условиях высокотехнологичной промышленной разработки месторождений, где в обязательном порядке также ведется учет дебита.

Подготовка оборудования к работе

К рабочему процессу допускаются трубы и клапаны с сопутствующей оснасткой, которые в принципе способны работать в условиях проектных величин давления. Например, клапаны по результатам предварительного расчета проходят специальные испытания на стендах, где оценивается четкость их срабатывания и устойчивость к механическим нагрузкам. Вся технологическая оснастка подвергается гидравлическим испытаниям с нагрузками, в которых будет осуществляться эксплуатация газлифтной скважины с конкретными характеристиками. На этом этапе подготовки главным параметром проверки выступает герметичность оборудования.

Организация эксплуатационного процесса

После успешного проведения испытаний оборудование направляется в скважину. На фланце колонной головки фиксируется крестовина монтажной арматуры. Далее в ствол погружаются следующие компоненты технической инфраструктуры:

  • Пакер с ниппелем.
  • Непосредственно ниппель.
  • Скважинная камера (в сборе с клапанами).
  • Запорная арматура.

На завершающем этапе выполняется монтаж наземной арматуры с опрессовочным оборудованием и техникой для сепарации и отвода газа. После подключения насоса осуществляется пуск газлифтной скважины в эксплуатацию с последующей подачей рабочего агента. С этого момента начинается постоянный контроль состояния клапанов и давления в камерах скважины. Когда жидкость поднимется до первого рабочего клапана, оборудование автоматически переводится на установившийся режим добычи.

Скважинная камера и ее разновидности

Данное функциональное устройство представляет собой сварную конструкцию, содержащую ниппель, рубашку, направляющие элементы и карман. Ее основу составляет овальная труба с окном, к которому приваривается карман. В этой же части располагаются и направляющие для перетока. Ниппель, который находится внутри верхнего окончания рубашки, предназначен для фиксации направления газлифтного кармана с клапаном. В системе эксплуатации газлифтной скважины камера занимает место под насосно-компрессорными трубами – ее точечно позиционируют под текущий уровень жидкости. На практике используются камеры разных типов, которые отличаются по конструкционному устройству, способу установки и наличию дополнительной регулирующей оснастки.

Эксплуатация скважинной камеры

Перед вводом в рабочий процесс камера подвергается осмотру и проверке на герметичность входных отверстий. В некоторых конфигурациях предварительно осуществляется стыковка данного устройства с трубами скважины через резьбовые соединения. Для подачи газа через камеру к боковым отверстиям на корпусе подключаются специальные патрубки с клапанами. В процессе эксплуатации оборудования для газлифтной скважин посредством установленных патрубков и сильфона производится газировка нефтяного ресурса уже на уровне забоя до нужного коэффициента. По мере подъема жидкости интенсивность подачи газа может меняться посредством регуляции положения клапанов. На случай аварии или после полного прекращения газификации нефти в карманах камеры монтируется глухая пробка.

Устройство газлифтных клапанов

В данном случае клапан выступает центральным регулирующим звеном, обеспечивающим функцию регуляции процесса обогащения жидкости газом. Конструкция данного элемента достаточно простая – ее основу формирует комбинация шток-седло и крепежное приспособление. При газлифтном способе эксплуатации нефтяных скважин может применяться и обратный клапан. Данная модификация содержит в конструкции корпус и запорный наконечник, предназначенный для полного прекращения перетока. В отличие от пробки, обратный клапан не меняет положение своей конструкции и в зависимости от текущих нужд может открываться для обратного хода жидкости.

Читайте также:  Эффективность использования компьютерной техники и

Принцип работы газлифтных клапанов

В нормальном состоянии клапан удерживает выходные отверстия камеры, постоянно находясь под давлением газожидкостной смеси определенной величины. По мере повышения до установленного показателя сильфонной нагрузки происходит автоматическое открытие клапана. Он выпускает массу рабочего агента в жидкость, сохраняя этот режим до момента, пока нагрузка вновь не опустится до намеченного уровня. Также функция клапанов при эксплуатации газлифтных нефтяных скважин может регулироваться давлением нагнетательного газа с обратной стороны. В такой системе применяется неуравновешенная схема управляемой запорной арматуры.

Заключение

Использование традиционного способа эксплуатации фонтанных скважин считается оптимальным решением в большинстве случаев разработки месторождений. Его техническая организации не требует подключения сложного оборудования, но в условиях планомерной добычи на крупных месторождениях данная система нерациональна. В свою очередь, добыча в газлифтных скважинах с периодической эксплуатацией демонстрирует технико-экономическую эффективность на промыслах, где отмечается снижение дебита на уровне менее 50 т/сут. Оправданность применения этого метода обуславливается более совершенной системой регуляции добычи за счет контроля интенсивности подъема ресурса. Возможность управления перетоками требует больших технико-энергетических вложений, но даже в условиях повышения организационных затрат газлифтные скважины оказываются более эффективными.

Источник

Принципы газлифтной эксплуатации скважин

Газлифтная скважина фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу (рис. 1 ниже).

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на Газлифт — это механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию в виде сжатого газа. Обычно способ используется после прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии.

По колонне труб 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам 3. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости.

В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность.

Все понятия и определения, изложенные в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, в равной мере применимы к газлифтной эксплуатации скважин и служат ее теоретической основой.Точка ввода газа в подъемные трубы (башмак) погружена под уровень жидкости на величину h; давление газа Р 1 в точке его ввода в трубы пропорционально погружению h и связано с ним очевидным соотношением Р 1 = hg. Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим давлением Рp. Оно практически равно давлению у башмака Р 1 и отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба Р 1 и потери давления на трение газа в трубе Р 2, причем Р 1 увеличивает давление внизу Р 1, а Р 2 уменьшает.

Точка ввода газа в подъемные трубы (башмак) погружена под уровень жидкости на величину h; давление газа Р 1 в точке его ввода в трубы пропорционально погружению h и связано с ним очевидным соотношением Р 1 = hg. Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим давлением Рp. Оно практически равно давлению у башмака Р 1 и отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба Р 1 и потери давления на трение газа в трубе Р 2, причем Р 1 увеличивает давление внизу Р 1, а Р 2 уменьшает. Таким образом,

В реальных скважинах Р 1 составляет несколько процентов от Р 1, а Р 2 еще меньше. Поэтому рабочее давление Рр и давление у башмака Р 1 мало отличаются друг от друга.

Достаточно просто определить давление на забое работающей газлифтной скважины по ее рабочему давлению на устье.

Это упрощает процедуру исследования газлифтной скважины, регулировку ее работы и установление оптимального режима.

Скважину, в которую закачивают газ для использования его энергии для подъема жидкости, называют газлифтной, при закачке для той же цели воздуха эрлифтной.

Применение воздуха способствует образованию в насосно-компрессорных трубах (НКТ) очень стойкой эмульсии, разложение которой требует ее специальной обработки поверхностно-активными веществами, нагрева и длительного отстоя.

Выделяющаяся при сепарации на поверхности газовоздушная смесь опасна в пожарном отношении, так как при определенных соотношениях образует взрывчатую смесь.

Это создает необходимость выпуска отработанной газовоздушной смеси после сепарации в атмосферу.

Применение углеводородного газа, хотя и способствует образованию эмульсии, но такая эмульсия нестойкая и разрушается (расслаивается) часто простым отстоем без применения дорогостоящей обработки для получения чистой кондиционной нефти.

Это объясняется отсутствием кислорода или его незначительным содержанием в используемом углеводородном газе и химическим родством газа и нефти, имеющих общую углеводородную основу.

Кислород, содержащийся в воздухе, способствует окислительным процессам и образованию на глобулах воды устойчивых оболочек, препятствующих слиянию воды, укрупнению глобул и последующему их оседанию при отстое.

Вследствие своей относительной взрывобезопасности отработанный газ после сепарации собирается в систему газосбора и утилизируется.

Причем отсепарированный газ газлифтной скважины при бурном перемешивании его с нефтью при движении по НКТ обогащается бензиновыми фракциями.

При физической переработке такого газа на газобензиновых заводах получают нестабильный бензин и другие ценные продукты.

Что касается нефти, то она стабилизируется, что уменьшает ее испарение при транспортировке и хранении.

Переработанный (осушенный) на газобензиновых заводах газ снова используется для работы газлифтных скважин после его предварительного сжатия до необходимого давления на компрессорных станциях промысла.

Таким образом, газлифт позволяет улучшать использование газа и эксплуатировать месторождение более рационально по сравнению с эрлифтом.

Единственным достоинством эрлифта является неограниченность источника воздуха как рабочего агента для газожидкостного подъемника.

Реальные газлифтные скважины не оборудуются по схеме, показанной на рис. 1, так как спуск в скважину двух параллельных рядов труб, жестко связанных внизу башмаком, практически осуществить нельзя.

Эта схема приведена только лишь для пояснения принципа работы газлифта.

Однако ее использование вполне возможно и в ряде случаев целесообразно для откачки больших объемов жидкости, например, из шахт или других емкостей с широким проходным сечением.

Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ, сжатый до давления 4 -10 МПа.

Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные станции, либо компрессорные газоперерабатывающих заводов, развивающие необходимое давление и обеспечивающие нужную подачу.

Такую систему газлифтной эксплуатации называют компрессорным газлифтом.

Системы, в которых для газлифта используется природный газ из чисто газовых или газоконденсатных месторождений, называют бескомпрессорным газлифтом.

Читайте также:  Продавец непродовольственных товаров

При бескомпрессорном газлифте природный газ транспортируется до места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установках, которая заключается в отделении конденсата и влаги, а иногда и в подогреве этого газа перед распределением по скважинам.

Избыточное давление обычно понижается дросселированием газа через одну или несколько ступеней штуцеров.

Существует система газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом.

В этих системах источником сжатого газа служит газ газоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта.

Оба пласта вскрываются общим фильтром.

В таких случаях газоносный горизонт изолируется от нефтеносного пласта одним или двумя пакерами (сверху и снизу), и газ вводится в трубы через штуцерное устройство, дозирующее количество газа, поступающего в НКТ.

Внутрискважинный газлифт исключает необходимость предварительной подготовки газа, но вносит трудности в регулировку работы газлифта.

Этот способ оказался эффективным средством эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Тюменской области, в которых над нефтяными горизонтами залегают газонасыщенные пласты с достаточными запасами газа и давления для устойчивой и продолжительной работы газлифта.

Источник



ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ГАЗЛИФТНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

date image2015-10-22
views image6874

facebook icon vkontakte icon twitter icon odnoklasniki icon

Контрольные вопросы

1. Схема установки погружных центробежных электронасосов, состав и
назначение отдельных элементов.

2. Подразделение установок ЭЦНМ по группам, исполнению и пара­
метрам.

3. Конструктивное исполнение погружного центробежного электронасоса.

4. Назначение термоманометрической системы ТМС-3 и диапазон конт­
роля.

5. Назначение модуль-газосепаратора, типы и параметры.

6. Установки погружных винтовых электронасосов, область применения
и параметры.

7. Основное отличие погружных винтовых от погружных центробежных
электронасосов.

8. Основные технические показатели погружных винтовых электрона­
сосов.

9. Схема установки погружных диафрагменных электронасосов и об­
ласть применения.

Глава 4

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ГАЗЛИФТНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Один из механизированных способов добычи нефти — газлифт-ный, при котором жидкость из скважины поднимается за счет энергии газа, нагнетаемого под давлением с поверхности. Раз­личают компрессорный газлифт и бескомпрессорный (исполь­зуется газ высокого давления от газовой скважины).

Газлифтный способ добычи нефти позволяет эффективно экс­плуатировать скважины со значительным отклонением от вер­тикали, с низкими динамическими уровнями и высокой темпе­ратурой, продукция скважин содержит большое количество газа, песка и воды.

Наиболее рациональная технологическая схема газлифтной эксплуатации — замкнутый газлифтный цикл (рис. 4.1), при ко­тором нагнетаемый в скважины газ многократно используется для подъема жидкости из скважины.

В зависимости от конкретных условий месторождений и гео­лого-технических характеристик скважин применяют непрерыв­ный и периодический газлифтные способы эксплуатации.

При непрерывном газлифтном способе газ нагнетают в ко­лонну подъемных труб или в затрубное пространство, и жид­кость непрерывно поднимают с забоя на устье.

Периодический газлифтный способ характеризуется циклич­ностью подачи нагнетаемого газа в колонну подъемных труб для продавки скважины после ее остановки на заданное время, необходимое для накопления жидкости в подъемных трубах.

Непрерывным газлифтным способом рекомендуется эксплуа­тировать скважины с высоким коэффициентом продуктивности, а периодическим — с низким забойным давлением.

Скважины с высоким коэффициентом продуктивности и низ­ким забойным давлением можно эксплуатировать обоими спо­собами, из которых выбирают оптимальный (по минимальному расходу нагнетаемого газа и геолого-техническим условиям).

Для добычи нефти непрерывным газлифтным способом из одного пласта скважины выпускают газлифтные установки типа Л, ЛН и ЛНТ, обеспечивающие автоматический пуск и освоение скважины, а также ее стабильную работу в заданном режиме при требуемой депрессии на пласт.

Установки позволяют использовать однорядный подъемник (подъемные трубы), осуществлять переход с фонтанного спо­соба эксплуатации на газлифтный без подъема колонны.

Для эксплуатации скважин периодическим газлифтным спо­собом выпускают газлифтную установку типа ЛНП с регулиро­ванием цикличности подачи газа.

Газлифтные установки типа Л, ЛН, ЛНТ и ЛНП имеют съемные клапаны, устанавливаемые в эксцентрично располо­женных карманах скважинных камер, чем обеспечивается со­хранение центрального проходного сечения подъемных труб, по­зволяющее проводить все технологические операции в скважине без подъема труб.

ГАЗЛИФТНЫЕ КЛАПАНЫ

Газлифтные клапаны автоматически регулируют поступление газа, нагнетаемого из затрубного пространства в колонну подъ­емных труб при газлифтной добыче нефти (табл. 4.1).

В условном обозначении клапанов Г — газлифтный клапан сильфонного типа; первое число после буквы — условный на­ружный диаметр клапана в мм; следующие две цифры — ра­бочее давление в МПа; Р — рабочий газлифтный клапан, без буквы Р — пусковой; К2 — коррозионностойкий до 6% ШЗ и С02. Например, Г-38-21 или ГР-38-21.

Газлифтный клапан типа Г состоит из устройства для за­рядки, сильфонной камеры, пары шток — седло, обратного кла­пана и устройства фиксации клапана в скважинной камере.

Камеру заряжают азотом через золотник, установленный во ввернутом заряднике. Газлифтные клапаны типа Г по назна­чению делят на пусковые и рабочие (рис. 4.2). Управляющим давлением для пусковых клапанов (рис. 4.2, а, б) является дав­ление газа, нагнетаемого в затрубное пространство скважины. При их работе газ через отверстия А проникает в полость, где, воздействуя на эффективную площадь сильфона, сжимает его, в результате чего шток поднимается, и газ, открывая обратный клапан, поступает в подъемные трубы, аэрируя в них жидкость. По мере эксплуатации уровень жидкости в кольцевом простран­стве снижается, и обнажается второй клапан. При этом пер­вый клапан закрывается, и аэризация происходит через второй клапан. Число клапанов зависит от давления газа в скважине и ее глубины. Закрываются клапаны последовательно, по мере снижения уровня в кольцевом пространстве скважины, в мо­мент, когда перепад давлений в кольцевом пространстве и подъ­емной колонне, действующей на клапан, достигает заданного.

Понижение уровня в затрубном пространстве скважины про­должается до глубины расположения нижнего (рабочего) кла­пана. Управляющим давлением для рабочих клапанов (рис. 4.2, в, г) служит давление жидкости в колонне подъемных труб. При работе этих клапанов жидкость из колонны подъем­ных труб через отверстие Б в клапане поступает в полость, а через отверстие Д в седле проходит в полость под сильфон и, сжимая его, оттягивает шток от седла и открывает клапан.

Таблица 4.1. Техническая характеристика газлифтных клапанов

Рис. 4.2. Пусковой (а, б) и рабочий (в, г) снльфонные газлифтные клапаны: а в _ клапан закрыт; б, г — клапан открыт; / — узел зарядки; 2 — корпус; 3 — силь-фон; 4 — шток; 5 —седло; 6 — корпус седла; 7 —узел обратного клапана; 8 — штуцер

Газлифтные клапаны в скважинных камерах устанавливают специальным инструментом, спускаемым на проволоке гидрав­лической лебедки.

Подъем и посадку клапанов можно осуществлять в процессе, эксплуатации скважины без извлечения НКТ. Под газлифтную эксплуатацию скважину можно оборудовать после окончания бурения и вскрытия эксплуатационного объекта спуском насос-но-компрессорных труб с глухими клапанами. По окончании фонтанирования или после снижения устьевого давления глу­хие клапаны заменяют рабочими, и скважину переводят на газлифтную эксплуатацию.

Читайте также:  Частично работоспособное состояние

СКВАЖИННАЯ КАМЕРА

Скважинные камеры предназначены для посадки газлифтных или ингибиторных клапанов, глухих или циркуляционных про­бок при эксплуатации скважин фонтанным или газлифтным способом (табл. 4.2 и 4.3).

В условном обозначении камер К — камера, Т — назначение по углу отклонения от оси скважины по вертикали, цифра по­сле букв — цельноштампованное исполнение рубашки, Н—-с газоотводом, две последующие цифры — условный размер лиф­товой колонны в мм, А или Б — условный размер применяемого газлифтного клапана, двухзначное число — значение рабочего

Таблица 4.2. Техническая характеристика скважинных камер типа КТ

Таблица 4.3. Техническая характеристика скважинных камер типа КТ1

давления в скважинной камере, К2 — коррозионное исполнение для H2S и CU2 до 6 %. Камера типа К (рис. 4.3) состоит из на­конечников, рубашки и кармана. Для уплотнения клапана в кармане предусмотрены посадочные поверхности d\ и dz. В кармане камеры имеются перепускные отверстия, через ко­торые газ поступает к газлифтному клапану и, открывая его, газирует жидкость в подъемных трубах. При ремонтно-профи-лактических работах в кармане можно установить циркуля-

Рис. 4.3. Скважинная камера (а) и размещение в ней газ-лифтного клапана (б):

/ — наконечник; 2 — рубашка; 3 — карман под клапан; 4 —отвер­стия; 5—муфта; 6, 8 — патрубки; 7 — газлифтный клапан

цнонную пробку, а при необходимости закрытия перепускных отверстий — глухую пробку.

В верхней части камеры типа КТ имеется направляющая втулка с пазом для защелки отклонителя типа ОК или ОКС.

Скважинная камера типа КТ1 в отличие от камер КТ имеет цельноштампованную рубашку.

Скважинная камера типа КТ1Н отличается от скважинных камер типа КТ1 тем, что нижний конец кармана камеры удли­нен и выведен за рубашку для нагнетания рабочего агента в затрубное пространство через газлифтный клапан.

Один из обязательных элементов скважинного оборудова­ния газлифтных скважин — промежуточный пакер с гидромеха­ническим управлением. Он предназначен для изоляции затруб-ного пространства скважин от трубного, а также разобщения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже его. Пакер применяют в вертикальных, наклонных, глубоких и сильно искривленных скважинах.

Источник

ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН

Системы газлифтной добычи зависят от источника рабочего агента:

а) используется отделенный от скважинной продукции газ (необходимы подготовка газа и его сжатие);

б) при наличии внешнего источника, таких как газовый пласт, газопровод, газоперерабатывающий завод следует использовать бескомпрессорную газлифтную систему (отличается простотой);

в) применение системы эрлифта с использованием воздуха в качестве рабочего агента.

Газлифтный способ добычи нефти, при котором жидкость поднимается из забоя за счет энергии газа, нагнетаемого с устья, позволяет эксплуатировать скважины, продукция которых содержит большое количество газа и песка, а также скважины с высокой обводненностью продукции, значительно искривленным стволом, низким динамическим уровнем и плохими коллекторскими свойствами пласта.

Существует две основные разновидности газлифта — периодический и непрерывный. При этом газ может подаваться в скважину по кольцевому пространству (кольцевая система) или по НКТ (центральная система).

Ниже приводится описание оборудования схемы закрытой установки типа ЛН (непрерывного газлифта кольцевой системы).

Газлифтная установка ЛН (рисунок 38) предназначена для добычи газлифтным способом из условно-вертикальных и наклонно-направленных скважин. Рабочая среда —нефть, газ, пластовая вода с содержанием СО 2 до 1 % и механических примесей до 0.1 г/л.

Оборудование предусматривает возможность перевода скважин с фонтанного способа эксплуатации на газлифтный без подъема скважинного оборудования.

Установка включает в себя скважинные камеры КТ1, газлифтные клапаны 2Г или 5Г, пакер 2ПД-ЯГ с гидравлическим управлением, ниппель, глухую и циркуляционную пробки.

В период фонтанирования скважины в карман скважинных камер устанавливаются пробки. При переводе скважины на газлифтный способ эксплуатации пробки заменяются газлифтными клапанами.

После спуска скважинного оборудования, монтажа фонтанной арматуры и посадки пакера, а также замены глухих пробок на газлифтные клапаны в затрубное пространство скважины через отвод трубной головки нагнетается газ. Под давлением нагнетаемого газа и гидростатического столба жидкости в скважине все газлифтные клапаны открываются и жидкость перетекает из затрубного пространства в подъемные трубы.

Так как давление закрытия первого верхнего клапана меньше давления открытия второго клапана, первый клапан закрывается. Нагнетаемый газ начинает поступать в подъемные трубы через второй клапан. Столб жидкости выше второго клапана аэрируется и выносится на поверхность. Давление в подъемных трубах на глубине расположения второго клапана уменьшается, что приводит к дальнейшему перетоку жидкости из затрубного пространства в подъемные трубы через последующие клапаны. Уровень жидкости в затрубном пространстве понижается и достигает третьего клапана. Нагнетаемый газ начинает поступать в подъемные трубы через третий клапан. Уровень жидкости в затрубном пространстве продолжает понижаться и в момент обнажения третьего клапана закрывает второй.

Рисунок 38 — Газлифтная установка ЛН

1 — фонтанная арматура; 2 — скважинная камера; 3 — колонна насосно‑компрессорных труб; 4 — газлифтный клапан; 5 — пакер; 6 — приемный клапан; 7 — ниппель приемного клапана.

Техническая характеристика
Условный диаметр эксплуатационной колонны, мм 146, 168
Условный диаметр насосно-компрессорных труб, мм 60, 73, 89
Рабочее давление, МПа (кгс/см 2 ) 21 (210), 35 (350)
Максимальная глубина спуска скважинного оборудования 2500, 5000
Температура рабочей среды, К 373 — 393
Угол отклонения ствола скважины от вертикальных, град
Габаритные размеры, мм
длина 15135 ¸ 15285
диаметр 118 ¸ 145
Масса, кг 309 ¸ 496

Работа скважины на заданном технологическом режиме осуществляется через нижний клапан.

Наиболее широко применяются газлифтные установки ЛН рассчитаны на рабочее давление 21 и 35 МПа, максимальную глубину спуска скважинного оборудования — 5000 м, температуру скважинной среды до 120 °С и имеют массу от 185 до 585 кг.

Периодический газлифт осуществляется путем прерывной подачи агента в скважину, т.е. циклами.

Для повышения эффективности периодического газлифта может применяться плунжер — своеобразный поршень, движущийся в трубах одноразмерной колонны с минимальным зазором 1.5 ¸ 2.0 мм, чтобы уменьшить величину отекания жидкости по стенкам труб и отделяющий поднимаемый столб жидкости от газа. При ударе о верхний амортизатор, расположенный в плунжере, клапан автоматически открывается, плунжер падает вниз, а при ударе о нижний амортизатор происходит закрытие клапана и плунжер готов к следующему циклу. Плунжерный лифт может работать также с периодической подкачкой газа в затрубное пространство.

Плунжерный лифт можно использовать также при непрерывном газлифте и фонтанной эксплуатации скважины.

В других установках, например, при эксплуатации скважин гидропакерным автоматическим поршнем, последний не имеет проходного отверстия и после перемещения к устью скважины нагнетательным газом падает вниз после прекращения подачи газа. Зазор между поршнем и колонной НКТ — 2.5 ¸ 4 мм. Дебит скважин — 1 ¸ 20 т/сут.

В настоящее время распространение установок периодического газлифта невелико.

Источник