4 Область применения газлифтного способа добычи нефти Когда плас. Газлифтная добыча нефти
![]()
|
^ 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 Рпуск. 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 ![]() Задачу будем рассматривать с частичным поглощением жидкости пластом. Обозначим отношение объема жидкости, поглощенной пластом Ужп, к объему вытесняемой жидкости Ужв 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/fe 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. ![]() |