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: 3 из 4

Рис. 4.8 Схема газлифтной скважины с использованием пусковых отверстий
На подъемных трубах ниже статического уровня на опреде­ленном расстоянии друг от друга устанавливают муфты с от­верстиями. В кольцевое пространство нагнетают рабочий агент и отжимают жидкость в подъемные трубы через первую муфту. Когда уровень жидкости в кольцевом пространстве снижается до первого отверстия, часть газа проникает в подъемные трубы и газирует находящуюся в них жидкость. В результате проис­ходит перемещение газожидкостной смеси до устья и ее выброс. После выброса давление над вторым отверстием снижается и происходит дальнейшее вытеснение и газирование жидкости в подъемных трубах через второе отверстие. Таким образом, уровень в скважине можно снизить до башмака подъемных труб любой длины и пустить скважину в эксплуатацию.

^ Недостатком данного метода является повышенный удель­ный расход газа при нормальной работе скважины, т.к. пусковые отверстия остаются открытыми. В настоящее время этот метод не применяется.

7. Метод применения пусковых клапанов.

При использовании метода пусковых отверстий значитель­но увеличивается удельный расход рабочего агента, так как в процессе работы скважины газ проникает в подъемные трубы через все пусковые отверстия. Поэтому после пуска скважины в эксплуатацию пусковые отверстия необходимо закрыть. Для этой цели применяют пусковые клапаны, которые спускают в скважину установленными на насосно - компрессорных трубах в закрытом состоянии. Клапаны вступают в работу поочеред­но сверху вниз по мере вытеснения жидкости из кольцевого пространства, ее газирования в подъемных трубах и выброса газожидкостной смеси на поверхность. После пуска скважины в работу давление снижается до рабочего и клапаны закрыва­ются.
^ 4.14. Глубинные газлифтные клапаны

В настоящее время при эксплуатации скважин используется большое количество различных глубинных клапанов, принци­пиально предназначенных для установления или прекращения взаимосвязи подъемника с различными межтрубными про­странствами. Все многообразие глубинных клапанов можно классифицировать по следующим признакам:

1. По назначению:

1.1. Пусковые - предназначены, в основном, для запуска газлифтных скважин в эксплуатацию, но широко применяются и при других способах эксплуатации; например, для повыше­ния эффективности работы скважин при явлении пульсации (сглаживание пульсаций).

1.2. Рабочие - предназначены для ввода газа в подъемник при газлифтной эксплуатации.

1.3. Концевые - предназначены для поддержания рабочего уровня жидкости ниже этого клапана и обеспечивают равно­мерное поступление газа в подъемник через клапан при изме­нении расчетных параметров газлифта, предотвращая явление пульсации. Устанавливаются эти клапаны вблизи башмака подъемника.

2. По конструкции:

2.1. Пружинные. 2.2. Сильфонные. 2.3. Комбинированные.

3. По характеру работы:

3.1. Нормально открытые. 3.2. Нормально закрытые.

4. По давлению срабатывания:

4.1. От давления в затрубном пространстве. 4.2. От давления в НКТ (подъемнике).

По принципу действия клапаны являются дифференци­альными.

На рис. 4.9 приведены основные схемы глубинных клапа­нов. Все клапаны нижней части имеют промывочные обратные клапаны (на рис. 4.9 они не показаны).



Рис. 4.9. Принципиальные схемы глубинных клапанов:

а - пружинный; б - сильфонный, срабатывающий от давления в затрубном пространстве Р_к; в - сильфонный, сра­батывающий от давления в трубах Р_т (подъемнике); г - ком­бинированный; 1 - нижнее седло клапана; 2 - нижний клапан; 3 - шток клапана; 4 - сильфонная камера; 5 - регулировочная гайка; 6 - пружина; 7 - упор пружины; 8 - отверстие в корпусе клапана; 9 - верхний клапан; 10 - верхнее седло клапана; 11 -корпус клапана; 12 - стенка НКТ
Пружинный клапан (рис. 4.9, а) - по характеру работы от­носится к нормально открытым клапанам дифференциального типа. Клапан состоит из двух седел 1 и 10, двух клапанов 2 и 9, соединенных штоком 3. На штоке имеется пружина 6, один конец которой связан через упор 7 с корпусом клапана 11, а другой - со штоком 3 через регулировочную гайку 5, закрепленную на нем. Клапан размещен в корпусе 11 и устанавливается на внешней стороне колонны НКТ 12.

В рабочем (открытом) положении нижнее седло 1 закрыто клапаном ^ 2 за счет сжатой пружины 6. Верхний клапан 9 от­крыт. Газ под давлением Р_к из затрубного пространства через отверстие 8 и верхнее седло 10 поступает в колонну НКТ (подъ­емник), газирует продукцию скважины, в результате чего через определенный промежуток времени давление Р_т в НКТ и внутри корпуса клапана снижается.

Сильфонные клапаны выполняются по двум схемам: сраба­тывающие от давления в затрубном пространстве Р_к (рис. 4.8, б) и от давления в трубах Р_т (рис. 4.9, в). Основным элементом таких клапанов является сильфонная камера 4, заполненная, как правило, азотом до давления Р_с.

При повышении давления в затрубе газ сжимает сильфон, что приводит к открытию клапана 5 и поступлению сжатого газа в подъемные трубы. Клапан остается открытым до тех пор, пока расход газа не будет таким, при котором давление в затрубье станет меньше давления в сильфоне. Тогда клапан закроется.

Комбинированный клапан, представленный на рис. 4.9, г, является синтезом пружинного и сильфонного клапанов.

Газлифтные клапана являются дорогостоящими сложными системами и требуют не только высококачественных материа­лов, но и высокоточной технологии их изготовления.
^ 4.15. Расчет лифта: определение его длины, диаметра, расхода газа

При проектировании газлифтной эксплуатации скважины необходимо увязать между собой рабочее давление закачки газа ^ Р , расход закачиваемого газа У _ак, глубину ввода газа L (длину подъемных труб) и диаметр подъемных труб d. Дебит скважи­ны Q и забойное давление Р_з известны из проекта разработки. Давление на выкиде Р определяется из условий нефтегазосбора продукции. Для целей промысловой практики можно ограни­читься расчетом по методике А.П. Крылова. Расчет включает определение длины L и диаметра d НКТ, расхода закачиваемого газа V и давлений.

Рабочее давление Р_р известно для принятой системы га­зоснабжения и газораспределения. Давление у башмака труб Р_баш принимают обычно на 0,3-0,4 МПа меньше рабочего дав­ления.

Длина подъемных труб определяется по формуле:





^ 4.16. Исследование газлифтных скважин и установление режима их работы

Газлифтные скважины исследуют методом установившихся режимов.

Задачами исследования являются:

а) установление зависимости притока жидкости от забой­ного давления, то есть Q(P₃),

б) получение зависимости Q(V_{0 3aK});

в) выявление неполадок в работе газлифтных клапанов;

г) изучение профиля притока флюидов в скважину.

^ Технология исследования

Сущность исследования состоит в том, что изменение деби­та скважины Q достигается изменением расхода газа V₀ .

Исследование начинают с максимальных расходов газа и продолжают до минимальных значений. Этим обеспечивается вероятность ввода газа через рабочий газлифтный клапан. Изменение расхода газа осуществляют либо на ГРБ, либо не­посредственно на скважине. Изменение расхода газа вызывает неустановившиеся режимы течения в газопроводе, стволе скважины и выкидном трубопроводе, то есть от компрессорной станции до пункта сбора и подготовки нефти, а также в пласте (упругие процессы). Поэтому после изменения режима выжи­дают (обычно не менее 24 ч) его стабилизацию, в наступлении которой убеждаются путем неоднократных (три - четыре раза) измерений расхода газа, давлений на устье. Число режимов обычно принимают в пределах пяти. Исследование заканчива­ется, если достигнуто существенное изменение Q при росте и дальнейшем уменьшении с переходом через максимум.

На каждом установившемся режиме одновременно из­меряют расход V_{0 3ax} и рабочее давление Р закачиваемого газа, дебит жидкости Q и газа V_г (закачиваемого и притекающего), отбирают пробы жидкости для определения обводненности и концентрации песка в продукции.

Желательно с этим совмещать измерение забойного давле­ния Р, поинтервальные измерения давления в подъемнике P(z) и снятие профиля притока флюидов (глубинная дебитометрия, термометрия).

Поинтервальные изменения давления P(z) позволяют контролировать глубину ввода газа в НКТ, выявлять непо­ладки в работе газлифтных клапанов и негерметичности НКТ. Более точно это можно установить путем непрерывной записи температуры T(z) в подъемных трубах высокочувствительным электротермометром или проведением фонометрии. При ко­лебаниях рабочего давления р любой пусковой газлифтный клапан может работать как рабочий. На кривых T(z) в местах притока газа наблюдается излом вследствие охлаждения при дросселировании газа. Фонометр (шумопеленгатор) пред­ставляет собой микрофон, спускаемый в скважину на кабеле. На глубине работающего клапана он непосредственно отмечает появление интенсивного шума.



работы скважины, соответствующий требованиям разработки залежи. Критерием рациональности может также служить ми­нимум R_{0 зак} или максимум Q. Обычно область рациональных режимов лежит между R_{0 min} и Q_max. При этом необходимо также учитывать рабочее давление газа Р_p, ресурсы газа и коэффи­циент полезного действия газлифта. Может ставиться задача получения максимального количества жидкости (нефти) при заданном суммарном расходе газа, то есть при минимальном удельном расходе газа в среднем по всем скважинам.
^ 4.17. Периодическая эксплуатация газлифтных скважин

По мере разработки залежи пластовое давление снижается. Для поддержания высоких дебитов газлифтных скважин не­обходимо снижать забойное давление, что достигается увели­чением относительного погружения подъемных труб. Однако при этом происходит увеличение удельного расхода рабочего агента, что приводит к увеличению эксплуатационных затрат. Поэтому малодебитные газлифтные скважины целесообразно эксплуатировать периодически.

Наиболее простая схема периодического газлифта заклю­чается в том, что после вытеснения жидкости рабочим агентом подача рабочего агента прекращается и кольцевое пространство сообщается с выкидной линией, и скважина оставляется для накопления жидкости. Затем снова рабочий агент подают в кольцевое пространство, накопившуюся жидкость вытесняют в подъемные трубы и выбрасывают через выкидные линии к групповым газоотделителям.

Однако описанный метод периодической эксплуатации газлифтных скважин не может быть рекомендован для массо­вого применения.

1. В процессе продавливания жидкости из кольцевого пространства нередко забойное давление становится выше пластового и значительная часть накопленной жидкости может проникнуть обратно в пласт.

2. Поскольку после выброса жидкости из подъемных труб кольцевое пространство сообщается с выкидной линией, чрезмерно увеличивается расход рабочего агента и повышается себестоимость добытой нефти.

Поэтому на практике применяются другие схемы перио­дического газлифта, которые можно разделить на три само­стоятельные группы:

1) без подкачки газа в затрубное пространство;

2) с подкачкой газа в затрубное пространство;

3) с камерой замещения или лифтом замещения.
^ 4.18. Периодический газлифт с камерой заме­щения

Для повышения эффективности периодической экс­плуатации газлифтной скважины предложено оборудовать ее камерой замещения (рис. 4.11). Для этого в скважину до забоя спускают два ряда концентрически расположенных насосно-компрессорных труб (НКТ), внутренние из которых используются как подъемные 1, а внешние - как воздушные 2. Нижняя часть второго ряда труб, погруженная под уровень жид­кости, имеет больший диаметр и снабжена обратным клапаном 5. Эта часть труб называется камерой замещения 3.

Рис. 4.11. Схема периодиче­ской эксплуатации газлифтных скважин с камерой замещения



После накопления жидкости в скважине в кольцевое простран­ство подается рабочий агент, и жидкость из камеры замещения при закрытом обратном клапане 5 вытесняется в подъемные трубы и выбрасывается на поверхность. При этом исключается возмож­ность проникновения накопленной жидкости обратно в пласт. После выброса жидкости из подъемных труб подачу рабочего агента прекращают, и давление в подъемных трубах становится равным давлению в выкидных трубах. Затем снова происходит заполне­ние камеры замещения за счет выравнивания уровней жидкости в межтрубном пространстве и в камере замещения и за счет притока жидкости из пласта. Для уменьшения потери дебита скважины в результате стекания жидкости в подъемных трубах на башмаке рекомендуется ставить обратный клапан 4.

На линии нагнетания и линии соединения с выкидными линиями для повышения эффективности метода устанавливают трехходовой кран-отсекатель 6, который настраивается на ав­томатический режим работы скважины по заданной программе с помощью датчика 8 и автоматического устройства 7.

Недостатком периодического газлифта с камерой замеще­ния является необходимость спуска в скважину двух рядов труб. Кроме того, ограниченный размер эксплуатационной колонны часто не позволяет опускать в скважину два ряда труб. Затруднения возникают и при спускоподъемных операциях, особенно в глубоких и искривленных скважинах.
4.19. Периодический газлифт с пакером и ра­бочим отверстием

Предлагается оборудовать скважину (рис. 4.12) одноряд­ным лифтом 1 с рабочим отверстием 3 и обратным клапаном 5. В нижнюю часть труб 2 устанавливают пакер 4. Межтрубное пространство в данном случае выполняет роль камеры заме­щения.

При необходимости на НКТ устанавливают дополнитель­ные пусковые клапаны.

Технология периодической эксплуатации скважин одно­рядными трубами с пакером такая же, как и на скважинах с камерой замещения. Так же как и при камере замещения, с помощью крана-отсекателя 6, датчика 8 и автоматического устройства 7 скважина работает на автоматическом режиме по заданной программе. Преимуществом вышеописанной схемы является и то, что при одинаковых условиях на поверхность извлекается больший объем жидкости, чем при эксплуатации скважины газлифтом с камерой замещения.


Рис. 4.12. Схема периодиче­ской эксплуатации газлифтных скважин однорядными трубами с рабочим отверстием и пакером.
Общий недостаток газлифтов с камерой замещения и с одноряд­ными трубами и пакером - значи­тельные расходы рабочего агента в момент продавки и вытеснения жидкости. Так как подача рабочего агента осуществляется из общей системы коммуникаций высокого давления, в ней происходит резкое падение давления, что отражается на работе других скважин.
^ 4.20. Плунжерный лифт

Для увеличения КПД газлифтной скважины применяют плунжерный подъемник (рис. 4.13). В подъемные трубы поме­щают плунжер 2, в нижней части которого имеется обратный клапан 7. Под действием собственного веса клапан 7 отходит в нижнее положение и плунжер 2 падает в работающую скважину по подъемным трубам 4. При падении плунжера газожидкост­ная смесь проходит через седло клапана 6 и сквозное отверстие плунжера. При достижении клапаном 7 нижнего амортизатора 5 плунжер садится на него и перекрывает отверстие в седле 6. Под действием напора газа и жидкости, находящихся ниже плунже­ра, он поднимается вверх и проталкивает газожидкостную смесь, находящуюся выше плунжера. Когда плунжер проходит мимо выкидной линии 3 и ударяется о верхний амортизатор 1, газо­жидкостная смесь, находящаяся под плунжером, выбрасывается в выкидную линию; происходит падение давления в подъемных трубах. Клапан 7 при этом отходит в нижнее положение, и плунжер падает по подъемным трубам вниз.


^ Рис. 4.13. Плунжерный подъемник.

Для труб диаметром 60 мм выбирают плунжер мас­сой около 6 кг. Зазор между плунжером и стенками труб 1,5-2 мм.

Для увеличения гидрав­лического сопротивления и уменьшения утечки жид­кости через зазоры между плунжером и стенками труб на внешней стенке плунжера рекомендуется делать кольце­вые канавки. Плунжерный подъемник можно применять в газлифтных скважинах, в том числе и с периодической подачей рабочего агента, и в фонтанных скважинах с высоким газовым фактором. При периодическом газлифте применяют автоматические отсекатели рабочего агента.

Недостатком плунжерного подъемника является то, что в процессе эксплуатации скважины выкидная линия все вре­мя остается открытой и в лифтовых трубах не прекращается движение газа, который газирует жидкость. В период падения плунжера происходит значительная утечка газа через трубы. Кроме того, при эксплуатации скважин с плунжерным подъ­емником трудно поддерживать выбранный режим эксплуатации скважин.