4 Область применения газлифтного способа добычи нефти Когда плас. Газлифтная добыча нефти
 Скачать 120.39 Kb.
|
|
www.userdocs.ru ГЛАВА 4 ГАЗЛИФТНАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ 4.1. Область применения газлифтного способа добычи нефти Когда пластовой энергии недостаточно для подъема жидкости с забоя, переходят на механизированный способ эксплуатации скважин. Один их механизированных способов эксплуатации скважин - газлифтный способ. Фонтанирование можно искусственно продолжить путем подачи в скважину сжатого газа или воздуха через специальные клапаны, смонтированные на подъемных трубах, или через нижний конец этих труб. Система, состоящая из эксплуатационной колонны и спущенных в нее труб, в которой подъем жидкости на поверхность производится с помощью сжатого газа, называется газлифтом. Ранее в качестве рабочего агента использовали воздух (эрлифт). В настоящее время воздух не используется в качестве рабочего агента по следующим причинам: - окисление нефти с потерей ее качества; - образование стойкой водонефтяной эмульсии (при добыче обводненной нефти), разрушение которой в процессе подготовки нефти затруднено; - при определенном содержании газов с воздухом образуется взрывоопасная смесь; - компрессоры, используемые при сжатии (компримировании) воздуха, в случае нарушения системы смазки могут взрываться. Область применения газлифта - высоко дебитные 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 (затопляемость, паводки, болота и др.). Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы. Сегодня газлифтная эксплуатация реализуется в двух модификациях: - с использованием сжатого газа, получаемого на компрессорных станциях - компрессорный газлифт; - с использованием сжатого газа, отбираемого из газовой залежи - бескомпрессорный газлифт. В настоящее время разработка нефтяных месторождений России ведется с поддержанием пластового давления, а основная добыча нефти осуществляется механизированным способом, в основном насосным, поэтому газлифтный способ не имеет широкого распространения. Это не означает, что газлифтная эксплуатация не имеет перспектив; этот способ может оказаться конкурентоспособным для разработки нефтяных оторочек газовых и газоконденсатных месторождений, а также для добычи нефти из шельфовых месторождений. ^ 4.2. Принцип работы компрессорного подъемника  Рис. 4.1. Принципиальные схемы газлифтных скважин Конструкции: а - однорядная; б - двухрядная; в - полуторорядная Газлифтный подъемник состоит из двух каналов или трубопроводов: одного для подачи рабочего агента, другого - для подъема газожидкостной смеси. Трубы, по которым закачивается рабочий агент, называются воздушными, а по которым происходит подъем газожидкостной смеси - подъемными. Газ подается в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и НКТ и оттесняет жидкость в НКТ. Сжатый газ, дойдя до башмака НКТ, проникает в них, газируя жидкость. Пузырьки газа поднимаются по НКТ, увлекая за собой жидкость. Поскольку плотность газожидкостной смеси меньше плотности жидкости, противодавление на пласт снижается и за счет разницы между пластовым и забойным давлениями жидкость поступает из пласта в скважину. Газлифтный подъемник характеризуется глубиной погружения, высотой подъема жидкости и относительным погружением. Глубина погружения — это высота столба дегазированной жидкости Һ, соответствующая давлению у башмака подъемника во время работы скважины. ^ Высота подъема — это расстояние ho от уровня жидкости до устья во время работы. Относительное погружение — это отношение глубины погружения h ко всей длине подъемника. В промысловой практике при определении относительного погружения обычно исходят из рабочего давления, т.е. из давления нагнетания газа. При этом задаются рабочим давлением и определяют относительное погружение. ^ 4.3. Классификация газлифтных скважин Различают два принципиальных типа газлифтной эксплуатации: 1. Непрерывный газлифт. 2. Периодический газлифт. Непрерывный газлифт реализуется тогда, когда продуктивность скважины достаточно высока. В случае низкой продуктивности скважины используется периодический газлифт по двум основным схемам: газлифт с перепускным клапаном и газлифт с камерой накопления. Классификация газлифтных скважин может быть выполнена по нескольким признакам: 1. По характеру ввода рабочего агента - центральная система; - кольцевая система. 2. По количеству колонн НКТ - однорядный подъемник; - двухрядный подъемник; - полуторарядный подъемник. 3. По типу используемой энергии рабочего агента - компрессорный; - бескомпрессорный. Бескомпрессорный газлифт осуществляется за счет сжатого газа, отбираемого, например, из газовой залежи и распределяемого по газлифтным скважинам. Если в разрезе нефтяной скважины имеется газовый пропласток (или газовая шапка), то этот газ может использоваться для подъема нефти внутри самой скважины. Такая система называется внутрискважинным газлифтом. 4. По используемому глубинному оборудованию - беспакерная система; - пакерная система; - система с использованием пусковых и рабочего клапанов; - система, когда газ вводится в подъемник через башмак НКТ (отсутствуют пусковые и рабочий клапаны). ^ 4.4. Системы и конструкции компрессорных подъемников Конструкции подъемников бывают однорядные, двухрядные, и полуторарядные (рис. 4.1). Системы кольцевая и центральная. При кольцевой системе газ с поверхности подается в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и НКТ, а газонефтяная смесь отбирается по НКТ. При центральной системе газ нагнетают по центральной колонне НКТ, а газонефтяная смесь поднимается по кольцевому пространству. Обычно центральная система применяется при однорядном подъемнике. Центральную систему применяют в том случае, если в скважину нельзя спустить трубы расчетного диаметра и при пуске скважины в работу из-за низких пусковых давлений. Недостатки центральной системы: при наличии песка выступающие муфты труб стачиваются, в результате возможен обрыв труб, при содержании в нефти парафина или солей они откладываются на стенках колонны и уменьшают ее диаметр. Поэтому в большинстве случаев применяют подъемники кольцевой системы. При однорядном подъемнике спускают один ряд труб, который является подъемной колонной, а нагнетательной -обсадная колонна. При двухрядном подъемнике в скважину опускают два концентрически расположенных ряда труб. Внутренние трубы подъемные, наружные - нагнетательные (воздушные). Полуторарядный подъемник выполняется со ступенчатой нагнетательной колонной: в нижней части меньшего диаметра, в верхней - большего. Двухрядные подъемники применяют на сильно обводненных и пескопроявляющих скважинах, они работают с меньшей пульсацией рабочего давления и струи жидкости, т. е. требуется меньший расход газа. Недостаток двухрядных подъемников - большая металлоемкость. Преимущество полуторарядного подъемника в снижении металлоемкости и улучшении выноса песка с забоя. Недостаток - невозможность увеличения погружения подъемных труб. В настоящее время применяется однорядный подъемник, при котором в эксплуатационную колонну спускается один ряд НКТ. Он является наименее металлоемким и наиболее дешевым, обеспечивает возможность свободного изменения диаметра и длины подъемных труб, причем диаметр может быть уже значительно большим. Для обеспечения условий выноса песка с забоя скважины трубы спускают до забоя, а газ вводят выше на необходимой глубине через рабочий газлифтный клапан или через 2-4 отверстия диаметром 5-8 мм в рабочей муфте. Клапан или рабочая муфта при прохождении газа создают постоянный перепад давления (0,1-0,15 МПа), который удерживает уровень жидкости ниже точки ввода газа в подъемные трубы. Этим уменьшаются пульсации в работе, которые способствуют разрушению пласта и образованию песчаных пробок. Для очистки забоя от песка обратной (закачкой жидкости в НКТ) промывкой скважины рабочий газлифтный клапан снабжают дополнительным узлом обратного клапана, который перекрывает отверстия и жидкость идет не через газлифтный клапан, а через башмак НКТ. В дополнение к этому большое затрубное пространство позволяет устанавливать газлифтные клапаны вдоль колонны НКТ. ^ 4.5. Преимущества и недостатки газлифтного способа добычи Основными преимуществами газлифтного способа являются: 1) простота конструкции оборудования, в скважину не спускаются трущиеся, быстроизнашивающиеся механизмы; 2) расположение всего оборудования на поверхности, что доступно для его обслуживания и ремонта; 3) возможность отбора больших объемов жидкости (до 1900 т/сут) независимо от глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны. 4) простота регулирования дебита; 5) возможность эксплуатации пескопроявляющих и обводненных скважин; 6) высокая температура не влияет на работу газлифтных скважин, выделяющийся газ из пласта не только не мешает нормальной эксплуатации скважин, а наоборот облегчает подъем жидкости на поверхность; 7) широко применяется в скважинах небольшого диаметра; 8) простота исследования скважин; 9) большой межремонтный период (до 2500 сут) объясняется отсутствием в стволе скважины постоянно действующих механизмов, возможность смены газлифтных клапанов без подъема труб с помощью канатной техники, а также выделяет в поток рабочего агента различных химреагентов (ингибиторов коррозии, деэмульгаторов, растворителей и др.). Имеет серьезные недостатки: 1) низкий КПД подъемника и всей системы компрессор -скважина (при низких динамических уровнях КПД подъемника часто не превышает 5%); 2) большой расход труб, особенно в скважинах обводненных и склонных к пескопроявлению; 3) высокие капитальные вложения на строительство дорогостоящих компрессорных станций, газораспределительных будок и газопроводов; 4) быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти при уменьшении дебита. Однако большие капитальные вложения очень быстро окупаются, себестоимость добычи нефти быстро снижается и становится ниже, чем при добыче нефти насосными способами, за счет большого дебита скважин. ^ 4.6. Оборудование газлифтных скважин На поверхности газлифтная скважина оборудуется устьевой арматурой, принципиально не отличающейся от арматуры фонтанной скважины и имеющей аналогичное назначение. В ряде случаев используют упрощенную и более легкую устьевую арматуру, позволяющую осуществлять прямую и обратную закачку газа. Так как в линии газоснабжения наблюдаются колебания давления газа, а подача газа в скважину должна осуществляться при постоянном рабочем давлении, на устье скважины устанавливают регулирующую аппаратуру. Эта аппаратура представлена, как правило, клапаном-регулятором давления с мембранным исполнительным механизмом, регулирующим и поддерживающим постоянное давление после себя. Если используется централизованная система газоснабжения, то вся регулирующая и запорная арматура, а также газовые расходомеры устанавливаются на специальных газораспределительных пунктах (ГРП). При централизованной системе газоснабжения существенно повышается ее надежность. Важнейшим элементом оборудования газлифтных скважин являются газлифтные клапаны, размещаемые на колонне насосных компрессорных труб в специальных эксцентричных камерах (мандрелях). Для установки и подъема газлифтных клапанов из мандрелей применяется специальная канатная техника, состоящая из устьевого лубрикатора, гидравлической лебедки с барабаном для проволоки диаметром от 1,8 до 2,4 мм, а также посадочного (съемного) инструмента (экстрактора). ^ Устьевой лубрикатор (рис. 4.2) представляет собой конструкцию, устанавливаемую на фланец буферной задвижки газлифтной арматуры 1 и состоящую из превентора 2 с ручным приводом 3 собственно лубрикатора 4, сальникового устройства 5, направляющего ролика 6, проволоки (каната) 7, натяжного ролика 8, датчика натяжения проволоки 9. Превентор 2 имеет эластичные уплотняющие элементы, с помощью которых можно перекрыть скважину даже при Рис. 4.2. Устьевой лубрикатор газлифтной скважины: 1 - фланец буферной задвижки газлифтной арматуры; 2 - превентор; 3 - ручной привод превентора; 4 - лубрикатор; 5 - сальник; 6 - ролик; 7 - проволока; 8 - натяжной ролик; 9 - датчик напряжения проволоки (каната)  наличии проволоки. На превенторе закреплен собственно лубрикатор ^ 4, на верхнем конце которого расположен сальник 5, уплотняющий проволоку 7, вводимую в лубрикатор через направляющий ролик 6 и идущую на лебедку через натяжной ролик 8. Натяжной ролик 8 механически связан с датчиком натяжения проволоки 9, в котором сила натяжения проволоки преобразуется в электрический сигнал, передаваемый по кабелю на индикатор.Индикатор фиксирует натяжение проволоки при проведении операций с канатной техникой. ^ Эксцентричные камеры (мандрели) предназначены для размещения в них газлифтных клапанов. Мандрели имеют посадочные карманы, в которых спускаемые с поверхности на проволоке газлифтные клапаны уплотняются верхним и нижним эластичными нефтестойкими кольцами и фиксируются стопорными пружинными защелками. С внешней стороны мандрели имеют отверстия, расположенные между уплотнительными кольцами и служащие для подвода закачиваемого газа к клапану. Эксцентричные камеры изготовлены таким образом, что проходное сечение НКТ и их соосность сохраняются. Экстрактор - инструмент, позволяющий завести в мандрель газлифтный клапан, а также извлечь его из мандреля. Для ориентации экстрактора в верхней части мандреля установлена специальная направляющая втулка, позволяющая направить инструмент в посадочный карман. Экстрактор имеет подпружиненные шарнирные соединения, позволяющие точно завести клапан в посадочный карман мандреля. На нижнем конце экстрактора имеется захватное пружинное устройство, которое освобождает (захватывает) головку газлифтного клапана, находящегося в кармане. Экстрактор спускается внутрь колонны НКТ на проволоке. ^ Гидравлическая лебедка имеет систему гидрооборудования в виде клапанных и золотниковых устройств, систему управления лебедкой, а также систему контроля (индикатор натяжения проволоки и указатель глубины). Лебедка двухскоростная, с приводом масляного шестеренчатого насоса от двигателя автомобиля. Газлифтная эксплуатация реализуется в замкнутом технологическом цикле, при котором отработанный газ низкого давления собирается и дожимается для последующего использования. Для этого на промысле имеется система газоснабжения и газораспределения. ^ 4.7. Технологическая схема компрессорного газлифта Технологическая схема газлифтной системы с замкнутым циклом включает газлифтные скважины, сборные трубопроводы, установку подготовки нефти, компрессорную станцию, установку подготовки газа, газораспределительные батареи и газопроводы высокого давления (рис. 4.3). Природный газ может подаваться из соседнего газового месторождения, магистрального газопровода или газобензинового завода. По данным технико-экономических расчетов допустим транспорт газа для целей газлифта до нескольких десятков километров. Подготовка природного газа на нефтяном промысле не требуется. Технологическая схема в данном случае упрощается.  Рис. 4.3. Технологическая схема газлифтной системы: 1,3 - входной и выходной сепараторы; 2 - компрессорная станция; 4 - магистральный внутрипромысловый газопровод; 5 - газораспределительная батарея; 6 - разводящий газопровод; 7 - газлифтная скважина; 8 - выкидной шлейф; 9 - сепарационная замерная установка; 10, 11 - сепараторы первой и второй ступени ^ 4.8. Технологическая схема бескомпрессорного газлифта При бескомпрессорном газлифте природный газ под собственным давлением поступает из скважин газовых или газоконденсатных месторождений. Там же осуществляется его очистка и осушка. На нефтяном промысле иногда его только подогревают. Если нефтяная и газовая залежи залегают на одной площади, то при достаточно высоком давлении в газовой залежи может быть организован внутрискважинный бескомпрессорный газлифт. Его отличительная особенность - поступление газа из выше- и нижезалегающего газового пласта непосредственно в нефтяной скважине. Сжатый газ, добываемый из газовой скважины 1, проходит через огневой подогреватель 2 (если температура газа  Рис. 4.4. Схема цикла бескомпрессорного газлифта при использовании в качестве рабочего агента газа газовой залежи 1 - газовая скважина; 2 - огневой подогреватель; 3 - гидроциклонный сепаратор; 4 - конденсатосборник; 5 - беспламенный подогреватель; ^ 6- газораспределительная батарея; 7 - газлифтная скважина; 8 - газоотделитель менее 25 °С), где происходит растворение кристаллогидратов. Затем газ попадает в гидроциклонные сепараторы ^ 3, где от него отделяют конденсат, который собирают в конденсатосборники 4. Сухой газ проходит через беспламенный инфракрасный подогреватель 5 для повышения температуры до 40-90 °С и попадает в газораспределительную батарею 6, откуда под собственным давлением распределяется по газлифтным скважинам 7. Газожидкостная смесь, извлекаемая из скважины, направляется на групповые газоотделители 8 для отделения газа от нефти. Нефть направляется в коллектор на дальнейшую подготовку, а газ на газоперерабатывающий завод и на топливо. Бескомпрессорный газлифт имеет более высокий КПД чем компрессорный. Из-за отсутствия компрессорной станции позволяет наиболее полно использовать энергию природного газа, но требует затрат на строительство газопроводов и установок по подготовке газа. Кроме того, необходимо обеспечить непрерывную связь между газовым и нефтяным месторождением и обеспечить полную утилизацию попутного и природного газа. |