4 Область применения газлифтного способа добычи нефти Когда плас. Газлифтная добыча нефти

• Название: Газлифтная добыча нефти
• Дата: 03.03.2019
• Размер: 120.39 Kb.
• Имя файла: 4 Область применения газлифтного способа добычи нефти Когда плас.doc
• Тип: Глава; #69395
• страница: 2 из 4

^ 4.9. Газоснабжение и газораспределение при газлифтной эксплуатации

Основным источником при газлифтной эксплуатации является газ газовых месторождений, а также попутно - до­бываемый газ. В процессе подъема нефти газ, выполняющий роль рабочего агента, насыщается тяжелыми газообразными углеродами, а также содержит определенное количество жидкой фазы (отработанный газ). В замкнутом технологическом цикле отработанный газ должен быть соответствующим образом под­готовлен перед подачей его на компримирование. Подготовка этого газа, в основном, заключается в его подготовке и уда­лении жидкой фазы. Природный газ газовых месторождений перед подачей в скважины проходит специальную обработку по удалению из него конденсата и влаги; в противном случае в системе газоснабжения и газораспределения образуются кри­сталлогидраты, нарушающие нормальную работу системы. Для отделения конденсата и осушки газа используются различные системы; газоперерабатывающие заводы с установками по низкотемпературной сепарации газа; абсорбционные установки для выделения из газа бензиновых функций; установки по осушке газа от влаги с использованием твердых адсорбентов; установки по очистке газа от сероводорода, механических примесей и т. п. Обязательным элементом подготовки газа является его подо­грев в беспламенных газовых печах.

Основные операции подготовки природного газа:

1. На устье газовых скважин ввод в газ ингибиторов гидратообразования (хлористый кальций, метанол, гликоли).

2. Охлаждение газа с частичным понижением давления с целью отделения жидкости (низкотемпературная сепарация газа).

3. Дросселирование газа для снижения давления до рацио­нальной величины.

4. Подогрев газа в газовых печах.

5. Пропускание газа через аппараты высокого давления (фильтры - пылеуловители) для отделения механических примесей. Эта операция является чрезвычайно ответственной, в противном случае возможна эрозия газлифтных клапанов, регулирующей и контрольно-измерительной аппаратуры.

В системе газораспределения газ охлаждается, и происходит выпадение конденсата, поступающего в специальные конденса­тосборники, которые периодически очищаются. Подогрев газа является эффективным средством предотвращения осложнений в системе газораспределения, обусловленных гидратообразованием. Для подогрева газа используются различные печи - как стационарные, так и передвижные (передвижные подогревате­ли газа ППГ). Подогреватели газа устанавливаются у газовых скважин, часто - вдоль газопровода, а также перед газораспре­делительным пунктом (ГРП).

Газораспределительный пункт является одним из основных элементов системы газораспределения в нем сосредоточены управление и контроль за работой группы газлифтных скважин. Как уже отмечалось, к ГРП подводят две газовые линии: линия пускового (высокого) и линия рабочего давления. Регулировка рабочих параметров каждой газлифтной скважины (давления и расхода) осуществляется на ГРП, в котором для этих целей уста­навливаются одна или несколько распределительных батарей

блочного исполнения. Каждая газораспределительная батарея (ГРБ) рассчитана на подключение определенного количества скважин, например, ГРБ-14 (батарея рассчитана на подключе­ние 14 газлифтных скважин). Газораспределительная батарея имеет регулирующую и измерительную аппаратуру для каждой подключенной скважины, позволяющую устанавливать и под­держивать оптимальный режим работы каждой скважины.

На ГРП при необходимости в закачиваемый газ можно вводить ингибиторы, например, ингибиторы коррозии, парафинообразования и т. п., различные ПАВ и другие реагенты, улучшающие процесс эксплуатации газлифтных скважин и предотвращающие возможные осложнения. В этом случае на ГРП устанавливают специальные дозировочные насосы, осуществляющие дозированную подачу необходимых инги­биторов или реагентов в газовую линию каждой газлифтной скважины.

Таким образом, газлифтная эксплуатация скважин требует разветвленной инфраструктуры газоснабжения и газораспре­деления, что сказывается на себестоимости добычи нефти этим способом.

В процессе разработки происходит изменение параметров пластовой системы, приводящие к изменению первоначального расчетного режима работы газлифтных скважин. Корректи­ровка расчетного режима возможна на основе точного знания изменений в пластовой системе, которые могут быть установ­лены по результатам исследования скважины. Технология исследования газлифтных скважин базируется на измерении давления и объема закачиваемого газа.
^ 4.10. Компрессорное хозяйство на нефтяных промыслах

Источником газа для организации газлифта могут быть компрессорная станция или скважины газового месторождения, а также магистральный трубопровод.

При компрессорном газлифте необходимое давление газа создается на компрессорной станции компрессорами. Комплекс оборудования при этом включает компрессорную станцию, газораспределительные и газоснабжающие сети, системы под­готовки газа.

Компрессорная станция для газлифтной эксплуатации обычно используется также для магистрального транспорта газа и закачки газа в залежь с целью ППД. Она включает машинный зал с компрессорами, насосную станцию для охлаждающей воды, градирню и водяные емкости, технологическую аппара­туру с сепараторами, маслоотделителями, регенераторами сма­зочных масел, систему трубопроводных обвязок (приемные и выкидные коллекторы, газовые, воздушные, водяные магистра­ли и маслопроводы), распределительные устройства и транс­форматоры, вспомогательные службы и помещения. Нашли применение поршневые компрессоры с газовыми двигателями (газомотокомпрессоры) и с электроприводом и центробежные с газотурбинным и электрическим приводом.

В основном применяется групповая система газораспреде­ления - газ подается в скважины через газораспределительные батареи (ГРБ), которые устанавливают на газораспределитель­ных пунктах (ГРП).

От компрессорной станции могут прокладывать два парал­лельных газопровода:

- рабочего давления (диаметром 102 мм) для подачи газа в скважины при эксплуатации;

- высокого (пускового) давления (диаметром 63 мм) для пуска скважин. Применение пусковых газлифтных клапанов позволило перейти на прокладку только одного газопровода рабочего давления.

От ГРБ к газлифтным скважинам прокладывают отдельные газотрубопроводы диаметром 38-63 мм в зависимости от рас­хода газа. На ГРП устанавливают одну или несколько блочных ГРБ-14. Каждая рассчитана на подключение 14 скважин с суммарным расходом газа до 170 тыс. м³/сут при давлении до 6,4 МПа.

На каждой линии устанавливают игольчатый регулировоч­ный вентиль (штуцер) и измерительную шайбу (диафрагму), обеспечивающую измерение давлений и расхода газа с по­мощью дифференциального самопишущего прибора. Иногда вместо штуцера используют регулятор давления «после себя»,

обеспечивающий постоянное давление в линии подачи газа на скважину.

При подаче газа из магистрального газопровода или газовых скважин распределение осуществляют аналогично.

Технология газлифта должна осуществляться по замкну­тому газлифтному циклу. Газ при перемешивании с нефтью насыщается тяжелыми газообразными углеводородами и для повторного использования требует предварительной подго­товки (отделения газоконденсата, осушки от влаги и удаления механических примесей (пыли)).

Подготовка газа на нефтяных промыслах не осуществляет­ся, так как он поступает уже очищенным и осушенным.

Для предотвращения осложнений, связанных с образова­нием кристаллогидратов, в поток вводят ингибиторы гидратообразования (хлористый кальций, гликоли, метанол). Осущест­вляют также подогрев газа с помощью блочных передвижных подогревателей газа, которые устанавливают вдоль газопровода или перед ГРП. Подогреватели типа ППГ-1-64 обеспечивают нагрев газа в змеевиках за счет теплоизлучения от раскален­ных панелей беспламенных газовых горелок и конвективного подогрева до 95°С при расходе 150 тыс. м³/сут и давлении до 20 МПа. Расход топливного газа при давлении 50-70 кПа со­ставляет 20-30 м³/ч.

Для удаления влаги и газоконденсата перед ГРБ устанавли­вают влагоотделители различных конструкций. Для отделения механических примесей газ пропускают через фильтры - пы­леуловители.
^ 4.11. Пуск компрессорной скважины в эксплуатацию

Рассмотрим физику процесса пуска газлифтной скважины на примере однорядного подъемника при прямой закачке газа (рис. 4.5.). При подаче компримированного газа в затрубное пространство газ оттесняет статический уровень вниз; при этом повышается забойное давление. Часть жидкости из затрубного пространства поступает в подъемник, другая часть - может поглощаться пластом. По мере роста давления газа объем поглощаемой пластом жидкости возрастает (за счет увеличения репрессии). В момент достижения уровнем жидкости башмака давление газа становится максимальным, и газ начинает про­рываться через башмак, насыщая жидкость в подъемнике. Плотность образующей газожидкостной смеси снижается, и при определенном расходе газа смесь достигает уровня и на­чинает изливаться. После прорыва газа в башмак давление газа снижается, что приводит к снижению забойного давления и по­ступлению жидкости из пласта в скважину. Жидкость поступает в подъемник и затрубное пространство, перекрывая башмак и поступление газа в подъемник. Уровень жидкости в затрубном пространстве в течение определенного времени повышается. Начиная с момента перекрытия башмака подъемника жидко­стью, давление газа в затрубном пространстве увеличивается. Через определенное время давление газа становится достаточ­ным для оттеснения уровня жидкости до башмака, после чего газ прорывается в подъемник, и цикл повторяется. Таким образом, при стационарной работе системы у башмака подъемника пе­риодически происходит вышеописанный процесс, приводящий к некоторому изменению давления закачки газа.



Рис. 4.5. К про­цессу пуска газлифтной сква­жины
Зависимость из­менения давления во времени в процессе пуска и нормальной

работы газлифтной скважины приведена на рис. 4.6.

Максимальное давление закачивае­мого газа, соответ­ствующее оттеснению уровня жидкости до башмака подъемника, называется пусковым давлением Р_пуск. Среднее по величине давление, устанавливающееся при нор­мальной работе газлифтной скважины, называется рабочим давлением Р _раб.

Расчет пускового давления в конкретных условиях пред­ставляет практический интерес, т. к. связан с необходимостью выбора оборудования для компримирования газа.


Время t

Рис. 4.6. Зависимость изменения давления во время пуска и параллельной работы газлифтной скважины
^ 4.12. Пусковые давления при различных системах газлифта

При выводе общей формулы пускового давления примем следующие ограничения:

1. Не учитываются потери энергии на трение в процессе закачки газа и продавки жидкости.

2. Давление на устье скважины при кольцевой системе (давление в затрубном пространстве — при центральной) при­нимается равным атмосферному.

3. Не учитывается давление от веса столба газа.

4. Пренебрегаем толщиной стенок НКТ.



Рис. 4.7. К выводу об­щей формулы пускового давления

Рассмотрим процесс за­качки газа при кольцевой системе на примере схемы двухрядного подъемника, приведенной на рис. 4.7.

В соответствии со схемой на рис. 4.7 давление у башма­ка подъемника равно:

где р — плотность жидко­сти, кг/м³;

h — погружение башма­ка под статический уровень жидкости, м.

При положении границы раздела «газ—жидкость» у башмака давление макси­мально и называется пусковым Рпуск (см. рис. 4.6):


где h — превышение столба жидкости в НКТ и затрубном пространстве за счет вытеснения части жидкости из кольцевого зазора «воздушные трубы—подъемник» газом, м.

Задачу будем рассматривать с частичным поглощением жидкости пластом. Обозначим отношение объема жидкости, поглощенной пластом У_жп, к объему вытесняемой жидкости У_жв через К и назовем это отношение коэффициентом поглощения жидкости пластом:











- чем больше диаметр подъемника, тем больше пусковое давление.

Таким образом, пусковое давление зависит не только от плотности жидкости, погружения под статический уровень, ко­эффициента поглощения жидкости пластом и системы закачки, но и от соотношения диаметров используемых труб.

Для однорядного подъемника расчет пускового давления ведется также по зависимости (4.10); при этом соотношения f/f_e таковы:

кольцевая система





4.13. Методы снижения пусковых давлений

В настоящее время на практике используются следующие методы снижения пускового давления.

1. Метод переключения с одной системы закачки на дру­гую.

Как было доказано пусковое давление в однорядных подъ­емниках для центральной системы меньше, чем для кольцевой. Пусковое давление при однорядной конструкции центральной системы в 7,5 раз меньше, чем при кольцевой. Поэтому при пу­ске скважины сначала газ направляют в центральные трубы и вытесняют жидкость через кольцевое пространство, а затем бы­стро переключают скважину на работу по кольцевой системе.

2. Метод одновременного нагнетания в скважину жидкости и газа.

Для этого к межтрубному пространству подсоединяют передвижной компрессор и насосный агрегат и в скважину одновременно закачивают жидкость и газ. При попадании газо­жидкостной смеси в подъемные трубы происходит газирование жидкости и плотность смеси уменьшается. После достижения газожидкостной смеси устья и выброса постепенно уменьшают объем закачиваемой жидкости до полного прекращения подачи и скважину пускают в эксплуатацию.

3. Метод продавливания жидкости в пласт. Применяют на месторождениях с хорошей проницаемостью

продуктивного пласта. В кольцевое пространство и в подъемные трубы нагнетают рабочий агент до максимального давления компрессора. Затем на подводящей линии закрывают задвижку и скважину оставляют на некоторое время под давлением. По­скольку давление, поднявшееся в межтрубном пространстве, и давление столба жидкости в подъемных трубах будут больше пластового давления, жидкость из скважины начнет поступать в продуктивный пласт. Уровень жидкости в скважине снизится, что позволит при повторной подаче рабочего агента в кольцевое пространство выдавить жидкость из подъемных труб и пустить скважину в эксплуатацию.

4. Метод свабирование.

Метод базируется на снижении погружения башмака подъ­емника под уровень жидкости за счет спуска в НКТ современно­го сваба с большой длиной хода и отбора определенного объема жидкости из скважины с последующей закачкой компримированного газа. При свабировании понижается погружение h и, как следует из формулы пускового давления, величина этого давления снижается.

5. Метод последовательного допуска труб.

Может быть применен в скважинах с низким коэффици­ентом продуктивности, является достаточно трудоемким и опасным. Суть метода заключается в следующем. Башмак подъ­емника спускается на глубину, при которой можно оттеснить уровень жидкости исходя из располагаемого давления закачки. Затем в скважину подается газ, уровень жидкости оттесняется до башмака и скважина продувается. При этом определенный объем жидкости выбрасывается из скважины. После этого устьевая арматура демонтируется и производится наращивание и допуск колонны НКТ на глубину возможного оттеснения жидкости. Затем снова подается газ и процесс повторяется до тех пор, пока глубина спуска башмака не достигнет проектной величины.

6. Метод применения пусковых отверстий.